Технологическая оснастка обсадных колонн

Для облегчения спуска обсадных колонн и их качественного цементирования по выбранной технологии в состав колонн вводят ряд приспособлений. Ниже приведена оснастка для каждой колонны обсадных труб:

Направление

Башмак колонный типа БК-324 с направляющей пробкой из бетона ОСТ 39-011-74 – навинчивается на нижний конец первой трубы и закрепляется сваркой.

Обратный клапан типа ЦКОД-324-2 (рабочее давление 7 МПа) ТУ 39-01-08-282-77 – устанавливается над башмаком колонны.

Упорное кольцо диаметром 324 мм ТУ 26-02-245-70 – устанавливается над нижней трубой колонны

Кондуктор

Башмак колонный типа БК-245 с направляющей пробкой из бетона ОСТ 39-011-74 – навинчивается на нижний конец первой трубы и закрепляется сваркой.

Башмачный патрубок (отрезок трубы длиной 1,5м с отверстиями по винтовой линии) - устанавливается над башмаком колонны.

Обратный клапан типа ЦКОД-245-2 (рабочее давление 10 МПа) ТУ 39-01-08-282-77 – устанавливается над башмачным патрубком.

Упорное кольцо диаметром 245 мм ТУ 26-02-245-70 – устанавливается над нижней трубой колонны.

Центраторы пружинные типа ЦЦ-245/295-320-1 ТУ 39-01-08-283-77

Колонная головка нижняя (из комплекта ОКК 1-114-178-245 ТУ 2602-579-74)

Эксплуатационная колонна

Башмак колонный типа БК-178 с направляющей пробкой из бетона ОСТ 39-011-74 – навинчивается на нижний конец первой трубы и закрепляется сваркой.

Башмачный патрубок (отрезок трубы длиной 1,5 м с отверстиями по винтовой линии) - устанавливается над башмаком колонны.

Обратный клапан типа ЦКОД-178-1 (рабочее давление 15 МПа) ТУ 39-01-08-282-77

Упорное кольцо диаметром 178 мм ТУ 26-02-245-70 – устанавливается над нижней трубой колонны.

Центраторы пружинные типа ЦЦ-178/245-270-1 ТУ 39-01-08-283-77.

Скребки типа СК-178/214 ТУ-39/5-329-74 – устанавливаются выше и ниже каждого центратора.

Колонная головка промежуточная (из комплекта ОКК 1-114-178-245 ТУ 2602-579-74)

Хвостовик

Башмак колонный типа БК-114 с направляющей пробкой из бетона ОСТ 39-011-74 – навинчивается на нижний конец первой трубы и закрепляется сваркой.

Башмачный патрубок (отрезок трубы длиной 1,5 м с отверстиями по винтовой линии) - устанавливается над башмаком колонны.

Обратный клапан типа ЦКОД-114-1 (рабочее давление 15 МПа) ТУ 39-01-08-282-77

Упорное кольцо диаметром 114 мм ТУ 26-02-245-70 – устанавливается над нижней трубой колонны.

Центраторы пружинные типа ЦЦ-114/146-165-1 ТУ 39-01-08-283-77.

 

Подготовка и спуск обсадных колонн

Подготовка обсадных труб

В подготовку обсадных труб входит проверка качества их изго­товления и обеспечение сохранности при транспортировании к месту проведения работ и погрузо-разгрузочных операциях, а также при их перемещении на буровой.

Обсадные трубы проходят следующие виды конт­рольных испытаний и обследований:

ü визуальное обследование доставленных на буровую труб;

ü шаблонирование, проверку состояния резьбы трубы над устьем скважины во время спуска обсадной колонны.

Завод-изготовитель при проверке качества готовой продукции проводит гидравлические испытания обсадных труб. По действую­щим инструкциям испытывать необходимо все трубы диаметром до 219 мм включительно и 50 %, труб диаметром свыше 219 мм. Каждая труба поступает на испытание с навинченной и закреп­ленной муфтой.

В процессе испытания колонн на герметичность способом опрессовки создаваемое внутреннее давление на трубы должно превышать не менее, чем на 10 % возможное давление, возникающее при ликвидации газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов, а так же при опробовании и эксплуатации скважины. Колонна считается герметичной, если в течение 30 минут давление опрессовки снизилось не менее чем на 0,5 МПа.

На трубно-инструментальной базе бурового предприятия все трубы, прошедшие осмотр и инструментальный контроль, подвер­гают гидравлическим испытаниям на специальных стендах. Пре­дельное давление при испытании определяют в зависимости от ожидаемых максимальных давлений. Для эксплуатационных и промежуточных колонн оно должно превышать ожидаемое внут­реннее избыточное давление на 5-20,%, Но при этом давление испытания не должно превышать допустимых значений. Трубу выдерживают под максималь­ным давлением не менее 10 с и слегка обстукивают ее поверх­ность вблизи муфты. Труба признается годной, если не обнаруживается никаких следов проникания влаги изнутри. У прошедшей испытания трубы на прочищенные и смазанные резьбы навинчивают специальные предохранительные колпаки для их защиты от повреждения при транспортировке на буровую.

Подготовка бурового оборудования

Буровая бригада совместно с представителями механической службы проверяет буровое и силовое оборудование, а именно:

ü надежность крепления и исправность буро­вой лебедки и ее тормозной системы;

ü исправность бу­ровых насосов;

ü состоя­ние вышки и талевой системы;

ü На высоте 8-10 м от пола на вышке устанавливают передвижную люльку для рабочего, который будет занят центри­рованием верхнего конца наращиваемой обсадной трубы;

ü состояние контрольно-измерительных приборов на буровой.

Подготавливают рабочее место у устья скважины: убирают инст­румент, который не понадобится при спуске колонны, и очищают пол буровой, вровень со столом ротора устанавливают временный деревянный настил. Обращают внимание на усиление освещенно­сти рабочих мест, навешивают дополнительные светильники.

В подготовительный период на буровую доставляют достаточ­ное количество (с резервом) дополнительного инструмента, кото­рый понадобится при спуске обсадной колонны. Обсадные трубы подвозят специальными транспортными средствами и размещают на стеллажи по секциям в порядке их спуска. На каждый комп­лект предусматривается резерв в количестве 5 % от метража труб.

Подготовка ствола скважины

О состоянии ствола судят по наблюдениям при спуске и подъеме бурильной колонны (посадки, прихваты, затяжки и т. д.), по прохождению геофизических зондов, по данным кавернометрии и инклинометрии.

Заранее выделяются интервалы, где отмечены затруднения при спуске бурильного инструмента, зоны сужения ствола, образова­ния уступов, участки резкого перегиба оси скважины и т. д. В этих интервалах в подготовительный период проводят выбороч­ную проработку ствола. В скважину спускают новое долото (с центральной промывкой) в сочетании с жесткой компоновкой и, удерживая инструмент на весу, прорабатывают выделенные ин­тервалы с промывкой при скорости подачи 45 м/ч. Выдерживание вращающегося инструмента на одном месте не допускается во из­бежание зарезки нового ствола. Если отмечаются трудности в про­хождении инструмента, его приподнимают и спускают несколько раз. В сложных условиях скорость подачи инструмента может быть снижена до 20-25 м/ч.

После выборочной проработки ствол скважины шаблонируют. Для этого из обсадных труб собирают секцию длиной около 25 м и на колонне бурильных труб спускают ее в ствол скважины на всю глубину закрепляемого участка. Таким способом проверяют проходимость обсадных труб.

Через спущенный инструмент скважину тщательно промывают до полного выравнивания свойств промывочной жидкости. Общая продолжительность непрерывной промывки не менее двух циклов. В конце промывки в закачиваемую промывочную жидкость до­бавляют нефть, графит и другие аналогичные добавки для облег­чения спуска обсадной колонны. При извлечении из скважины длину инструмента измеряют и по суммарной его длине контро­лируют протяженность ствола скважины.

Завершив подготовительные работы, приступают к спуску об­садной колонны в скважину.

Спуск обсадной колонны

Последовательность спуска секций в скважину и использование вспомогательных элементов (центраторы, скребки, турбулизаторы и др.) определяются конструкцией обсадной колонны. Во время спуска осуществляют строгий контроль за соблюдением порядка комплек­тования колонны в соответствии с планом по группам прочности стали и толщине стенок труб.

Сначала в скважину спускают низ обсадной колонны, вклю­чающий башмак, заливочный патрубок, обратный клапан и упор­ное кольцо. Все элементы низа колонны рекомендуется свинчи­вать с использованием твердеющей смазки на основе эпоксидных смол. Использование обратного клапана обязательно, если в сква­жине имелись газопроявления. Надежность работы клапана на пропуск жидкости проверяют на поверхности посредством проб­ной циркуляции с помощью цементировочного агрегата, который подключают к компоновке. Затем в порядке очередности спуска к устью скважины подают обсадные трубы и перед наращиванием их шаблонируют. Со стороны муфты в трубу вводят жесткий ци­линдрический шаблон (таблица 4.13.2.).

Таблица 4.13.2 – Зависимость размеров шаблона от диаметра колонны.

Диаметр обсадной трубы, мм	114-219	245-340	407-508
Длина шаблона, мм	150	300	300
Разница между внутренним номинальным диаметром и наружным диаметром шаблона, мм	3	4	5

 

При подъеме трубы шаблон должен свободно пройти через нее и выпасть. Если шаблон задерживается, то трубу отбраковывают. Над устьем скважины с нижнего конца приподнятой трубы свин­чивают предохранительное кольцо, промывают и смазывают резьбу.

У кондуктора и промежуточных колонн резьбовые соединения нижних труб обычно проваривают прерывистым сварным швом для предупреждения их отвинчивания при последующих работах в скважине.

Во время спуска обсадной колонны ведут документальный учет каждой наращиваемой трубы, в нем указывают номер трубы, группу прочности стали, толщину стенки, длину трубы, отмечают суммарную длину колонны и общую ее массу. На заметку берут все особые условия и осложнения, возникшие при спуске, записы­вают сведения об отбраковке отдельных труб и их замене.

Скорость спуска колонны поддерживать в пределах 0,3-0,8 м/с.

Если колонна оснащена обратным клапаном, после спуска 10 – 20 труб доливают промывочную жидкость внутрь колонны, чтобы не допустить смятия труб избыточным наружным давлением.

По мере необходимости проводят промежуточные промывки с помощью цементировочного агрегата или бурового насоса. Во время промывки необходимо непрерывно расхаживать колонну.

Спуск хвостовика

Для спуска хвостовика проектом предусматривается использование ПХЦЗ.114/178 – подвеска хвостовика цементируемая защищенная для спуска, подвески и герметизации хвостовиков Æ114 мм. Техническая характеристика данного устройства приведена в таблице 4.13.3.

Таблица 4.13.3 – Техническая характеристика ПХЦЗ.114/178

Наименование параметров	Величина
1.Условный диаметр хвостовика (потайной обсадной колонны), оборудованного устройством, мм	114
2.Условный диаметр обсадной колонны в которую производится спуск и установка устройства в скважине, мм	178
3.Максимальный наружный диаметр устройства (по центратору), мм	140 (144)
4.Проходной диаметр устройства (без учета внутренних деталей), мм	97
5. Минимальный проходной диаметр в верхнем переводнике устройства, мм	60
6.Максимальный диаметр окружности описывающей раздвижные и герметизирующие элементы устройства в рабочем положении, мм	159
7.Длина устройства в сборе, мм	4144
8.Масса устройства, кг	209.6
9.Максимальная растягивающая нагрузка, кН	700
11.*Значения внутренних избыточных давлений для приведения в действие устройства: 11.1.Давление срабатывания заякоривающего узла Р1, МПа 11.2.Давление срабатывания гидромеханического пакера Р2, МПа 11.3.Давление срабатывания разъединяющего узла Р3, МПа	16.0(13.0) 16.0(13.0) 20.0(16.0)
12.Максимальный перепад давления между разобщаемыми гидромеханическим пакером зонами, D Р, МПа	15.0
13.Максимальная рабочая температура,°С	100
14.**Присоединительные резьбы - верхняя по ГОСТ 28487-90	З-102
- нижняя по ГОСТ 632-80	ОТТМ-114

       Примечание:      

*- значения управляющих внутренних избыточных давлений приведены:

ü без скобок, при применении срезных винтов в количестве 5 шт на узле

ü в скобках, при применении срезных винтов в количестве 4 шт на узле.

** Типоразмеры присоединительных резьб согласовываются с заказчиком.

ВНИМАНИЕ – на заводе – изготовителе устанавливается количество срезных винтов, рассчитанных на максимальное рабочее давление срабатывания. Для получения более низкого давления срабатывания необходимо вывернуть по одному винту из гидроприводов каждого узла.

Подготовка устройства к спуску в скважину

Указания по проверке устройства поступившего на буровую:

ü Проверить наличие предохранительного кожуха на уплотнительном элементе гидромеханического пакера устройства ПХЦЗ 114/178, а также предохранительных заглушек на присоединительных резьбах.

ü Произвести внешний осмотр узлов устройства ПХЦЗ 114/178 и проверить наличие и целостность транспортировочных и срезных винтов.

ü Проверить комплектность поставки.

ü При отсутствии кожуха или заглушек, а также при обнаружении повреждений манжет гидромеханического пакера или некомплектности поставки устройства составить акт и представить рекламацию транспортным организациям.

ü Опрессовать устройство ПХЦЗ.114/178 не более чем за две недели до спуска в скважину.

ü Для проведения гидравлической опрессовки изделия, необходимо изготовить две заглушки: верхнюю – со штуцером под насос высокого давления и нижнюю – со штуцером под манометр и устройством для спуска воздуха. В качестве рабочей жидкости используйте техническую воду с добавкой ингибитора коррозии.

ü Опрессовку устройства ПХЦЗ.114/178 необходимо проводить в помещении, оборудованном специальными средствами, защищающими обслуживающий персонал. Испытания проводите в следующей последовательности.

ü Снимите с устройства ПХЦЗ.114/178 предохранительные заглушки и наверните на его верхний и нижний переводники опрессовочные заглушки.

ü Внутреннюю полость изделия заполнить рабочей жидкостью, при этом через штуцер нижней заглушки удалить воздух. Поднимите давление внутри устройства плавно, с остановками на 1 минуту через каждые 5 МПа и на 5 минут при 25 МПа. При этом не должно быть утечек жидкости через соединения устройства, а также срабатывания его гидроприводов.

ü Изделие, выдержавшее испытания на внутреннее давление, считается годным для спуска в скважину. В случае негерметичности изделия на него составляется акт, который предъявляется заводу-изготовителю.

Спуск устройства в скважину

ü Спуск хвостовика с устройством в скважину производится по утвержденному техническому плану работ на крепление скважины. Интервал спуска хвостовика и глубина установки узлов устройства указывается геологической службой предприятия. Скорость спуска хвостовика с устройством не должна превышать 1…1.5 м/с.

ü Необходимо обеспечить максимальную чистоту ствола скважины в интервале спуска хвостовика путем его проработки с промывкой. Перед спуском хвостовика с устройством в скважину, необходимо прошаблонировать 178 мм обсадную колонну шаблоном имеющим наружный диаметр 144 мм и длину не менее 4 метров.

ü Жесткость КНБК которой будет производится подготовка ствола скважины под спуск хвостовика должна превышать жесткость хвостовика оснащенного устройством ПХЦЗ.

ü Транспортировочная колонна на которой будет производится допуск хвостовика должна быть равнопроходной с проходом не менее 55 мм, предпочтительно использовать бурильные трубы ТБПН 89×9,19 с приварными замками. Все элементы входящие в состав транспортировочной колонны (переводники и т.д.) не должны иметь по внутреннему сечению острых кромок. Фаски должны быть под углом не более 30^°. Транспортировочная колонна должна быть прошаблонирована шаблоном диаметром 54 мм.

ü Перед спуском хвостовика необходимо опрессовать транспортировочную колонну на давление 25 МПа, и зафиксировать два показания индикатора веса, с записью в вахтовом журнале, при нахождении транспортировочной колонны на глубине установки «головы» хвостовика. Показания зафиксировать при движении транспортировочной колонны вверх и вниз. При спуске хвостовика использовать комплект принадлежностей (технологическую оснастку) поставляемую в составе устройства ПХЦЗ.114/178. Последовательность установки элементов оснастки: Нижняя труба хвостовика оснащается башмаком, затем устанавливается обратный клапан и стоп-патрубок ПХН-М 114/178.200. На последнюю трубу хвостовика устанавливается подвеска ПХЦЗ.114/178.000, которая соединяется с транспортировочной колонной с внутренним диаметром не менее 55 мм.

ü Затаскивать устройство ПХЦЗ.114/178 к устью скважины при установленных предохранительных заглушках и кожухах. При затаскивании технических средств необходимо исключить механические воздействия на резиновые уплотнения пакера, плашки якоря и их гидроприводы. Непосредственно на устье скважины вывернуть транспортировочные винты, установленные на узлах устройства ПХЦЗ.114/178. Для того чтобы можно было воспользоваться узлом аварийного разъединения необходимо вывернуть восемь фиксирующих винтов.

ü Соединять устройство ПХЦЗ.114/178 с трубами хвостовика и транспортировочной колонны по стандартной технологии. Ударные воздействия на технические средства для закрепления их с колонной не допускаются.

КАТЕГОРИЧЕСКИ ЗАПРЕЩАЕТСЯ:

ü браться ключами за уплотнительные элементы пакеров технических средств, плашки якоря и гидроприводы;

ü шаблонировать внутренний канал устройства ПХН 114/178.