Файл: Бурение нефтяных и газовых скважин учебное пособие.pdf

110 в) обеспечивающие постоянное самозаполнение обсадной ко- лонны раствором при спуске в скважину и позволяющие ее промывку методом обратной циркуляции, они включаются в работу после до- ставки запорного элемента клапана с поверхности в его корпус.
Если возможны нефтегазоводопроявления, но отсутствуют поглощения, то при креплении вертикальных и наклонно направ- ленных скважин следует применять обратные клапаны соответ- ственно первой и второй групп. При возможности поглощения и отсутствии проявления пластов целесообразно использовать кла- паны третьей группы при креплении вертикальных и наклонно направленных скважин. Характеристики обратных клапанов пред- ставлены в таблице 18.
Таблица 18
Технические характеристики обратных клапанов
Наименование параметров
Шифр клапана
ЦКОДМ-
140
ЦКОДМ-
140 ОТТМ;
ЦКОДМ-
140 ОТТГ
ЦКОДМ-
140
ЦКОДМ-
140
ОТТМ;
ЦКОДМ-
140 ОТТГ
ЦКОДМ-
140
ЦКОДМ-
140
ОТТМ;
ЦКОДМ-
245,
ЦКОДМ-
245
ОТТМ
ЦКОДМ-
324,
ЦКОДМ-
324
ОТТМ
КОДГ-
146
Максимальное рабочее давле- ние, МПа
25 25 25 13 10 25
Наружный диаметр D, мм
159 166 188 270 351 166
Внутренний диаметр корпу- са клапана D
1
, мм
118,7 124,7 144,1 220 300 124,7
Диаметр шара d, мм
76 76 76 76 76 76
Высота клапана
Н, мм
360
(395)
360
(395)
360 400 405 385
Масса клапана, кг
17,8
(19,3)
19,4
(21)
24,4 60 92 18
Copyright ООО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»

111
Рис. 34. Клапан обратный дроссель-
ный для горизонтальных скважин
КОДГ: 1 – корпус; 2 – кольцо нажим-
ное; 3 – кольцо; 4 – диафрагма; 5,6 –
набор разрезных шайб; 7 –
ограничитель; 8 – пята; 9 – дроссель;
10 – пружина; 11 – втулка; 12 – упор;
13 – кольцо уплотнительное; 14 – шар
Рис. 35. Клапан обратный
дроссельный модернизированный
ЦКОДМ: 1 – корпус;2 – кольцо
нажимное; 3 – диафрагма; 4, 5 –
набор разрезных шайб; 6 – кольцо;
7 – шар; 8 – ограничитель; 9 – пята;
10 – пружина; 11 – втулка; 12 – упор
Copyright ООО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»

112
Головка цементировочная универсальная предназначена для обвязки устья при цементировании нефтяных и газовых скважин в одну и более ступеней с одновременным расхаживанием обсадных колонн, а также в случаях манжетного цементирования. Характе- ристика цементировочных головок представлена в таблице 19.
Таблица 19
Технические характеристики цементировочных головок
Наименование показателей
ГЦУ-140
ГЦУ-146
ГЦУ-168 ГЦУ-178 ГЦУ-245
Условный диаметр, мм
140-146 168 178 245
Наибольшее рабочее давление,
МПа
40 40 32 32
Внутренний диаметр головки, мм
130 144 153 209
Масса, кг
222 298 342 420
Рис. 36. Головка цементировочная
Упорное кольцо (кольцо "стоп") предназначено для получения четкого сигнала об окончании процесса продавливания тампонаж-
Copyright ООО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»

113 ного раствора при цементировании скважины. Его изготовляют из серого чугуна и устанавливают в муфте обсадной колонны на рас- стояния 10-30 м от башмака.
Центраторы применяют для центрирования обсадной колонны в стволе скважины с целью равномерного заполнения кольцевого пространства тампонажным раствором/и качественного разобщения пластов. Кроме того, они облегчают процесс спуска обсадной колон- ны, уменьшая силу трения между обсадными трубами и стенками скважины, увеличивают степень вытеснения бурового раствора там- понажным, вследствие образования локальных завихрений восходя- щего потока раствора в зонах расположениия центраторов, а также облегчают работу по подвеске хвостовиков и стыковке секций обсад- ных колонн в результате центрирования их верхних концов.
Рис. 37. Центратор типа ЦЦ
Центраторы по конструкции делятся на разъемные и неразъ- емные, пружинные и жесткие, а по характеру закрепления пру- жинных планок – на сварные и разборные. Их обычно устанавли-
Copyright ООО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»

114 вают в средней части каждой обсадной трубы, т.е. в местах наибольшего изгиба.
При креплении наклонно направленных скважин применение центраторов обязательно.
Основные параметры центраторов представлены в таблице 9.4.
Скребки используют для разрушения корки бурового раствора на стенках скважины при спуске обсадной колонны в процессе ее цементирования в целях получения прочного контакта цементного камня с горной породой. Проволочные скребки корончатого типа комплектуют упорным кольцом "стоп" с витым клином и устанав- ливают на обсадной колонне рядом с центратором, выше и ниже каждого из них. Допускаемая осевая нагрузка на ограничительное кольцо СК 1,18 тс. На рисунке 38 представлен скребок корончато- го типа СК.
Таблица 20
Основные технические параметры центраторов
Обозначение центратора
Наруж- ный диаметр, мм
Внутрен- ний диаметр, мм
Макси- мальная радиальная нагрузка,
Н
Количе- ство планок, шт
Масса, кг
ЦЦ-140/191-216-1 264 142 7850 6
9,0
ЦЦ-146/216-1 270 148 7850 6
9,2
ЦЦ-168/216-245-1 292 171 7850 6
10,5
ЦЦ-245/295-320-1 370 249 10450 8
15,0
ЦЦ-2-140/216 270 142 12000 6
8,0
ЦЦ-2-146/216 275 148 12000 6
8,4
ЦЦ-2-168/216 300 172 12000 6
9,9
ЦЦ-4-245/295 370 249 13500 8
14,2
ЦЦ-4-273/320 380 278 13500 8
15,2
ЦЦ-4-324/394 445 329 18000 10 18,7
ЦЦ-4-340/445 530 345 18000 10 20,3

115
Рис. 38. Скребок корончатый типа СК: 1 – корпус; 2 – штифт;
3 – скребущие элементы; 4 – накладки; 5 – стопорные кольца; 6 – клинья;
7 – обсадная труба
Турбулизаторы предназначены для завихрения восходящего потока тампонажного раствора в затрубном пространстве при це- ментировании скважины. Их устанавливают на обсадной колонне в зонах расширения ствола скважины на расстоянии не более 3 м друг от друга. Лопасти турбулизаторов могут быть металлически- ми или резиновыми (резина покрывается двумя слоями кордной хлопчатобумажной ткани). Угол наклона лопастей турбулизатора типа ЦТ к его вертикальной оси 3 0
; допустимая осевая нагрузка на
Copyright ООО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»

116 корпус 1,18 тс. На рисунке 39 представлены центраторы – турбу- лизаторы с упругими (ЦТ) и жесткими (ЦТГ) лопастями.
Рис. 39. Центраторы-турбулизаторы с упругими (ЦТ)
и жесткими (ЦТГ) лопастями; 1-накладки; 2-упругие лопасти; 3-корпус;
4-винтовой клин.
Муфты ступенчатого цементирования применяют для креп- ления скважин в тех случаях, когда возникает необходимость подъема тампонажного раствора на большую высоту (до 3000 м и более). При оснащении обсадных колонн указанными муфтами становится возможным цементирование скважин в две ступени как с разрывом во времени между ступенями, так и без него. В стволе скважин их рекомендуется устанавливать в интервалах устойчи- вых непроницаемых пород и на участках, где отсутствуют ушире- ния, каверныилижелобообразования, а в наклонно направленных скважинах – также в вертикальной части ствола.
На рисунке 40 представлен пакер проходной гидравлический универсальный заколонный типа ППГУ. На рисунке 41 представ- лены пробки ПДМ.
Copyright ООО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»

117
Рис. 40. Пакер проходной
гидравлический универсальный
заколонный типа ППГУ:
1 – присоединительный
переводник; 2 – стальная обойма;
3 – рукав; 4 – корпус
уплотнительного узла;
5 – стальная обойма;
6 – клапан пакеровки-
допакеровки;
7 – уравнительный клапан;
8 – предохранительный клапан;
9 – корпус–патрубок;
10 – втулка;
11 – седло радиально-разжимное;
12 – пробка полая срезная;
13 – верхний присоединительный
переводник
Copyright ООО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»

118
Рис. 41. Разновидности ПДМ: а – пробка ПДМ.050; б – пробка ПДМ.060;
в – пробка ПДМ.070; г – пробка дополнительная ПДМ.070-01; д – пробка
дополнительная ПДМ.070-02;е – пробка проточная ПДМ.090-01;
ж – патрубок ПДМ.080
Разъединители хвостовиков и секций обсадных колонн пред- назначены для безопасного спуска на бурильных трубах и для це- ментирования потайных колонн (хвостовиков) или секций обсад- ных колонн и последующего отсоединения от них бурильных труб. Разъединители делятся на резьбовые (левая резьба) и без- резьбовые, к которым относятся кулачковые, замковые и штифто- вые разъединители. Разъединители оснащены внутренним паке-
Copyright ООО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»

119 рующим узлом для обеспечения циркуляции жидкости через баш- мак потайной колонны или секции обсадной колонны после отсо- единения обсадных труб от бурильных в разъединителе и цемен- тирования их. Наличие секционной разъединительной пробки в разъединителях позволяет в процессе цементирования потайных колонн и секций обсадных колонн разобщать тампонажный рас- твор и продавочную жидкость.
Подвесные устройства применяют для подвешивания хвосто- виков или секции обсадных колонн в стволе скважины с целью предотвращения их изгиба от действия собственного веса. Глубин- ную подвеску потайных колонн и секций обсадных колонн при креп- лении скважин производят тремя способами: на цементном камне, клиньях и опорной поверхности. Потайные колонны и секции обсад- ных колонн можно подвешивать на цементном камне в обсаженной и необсаженной частях ствола без ограничений их длины, глубины скважины и кольцевых зазоров, но при обязательном подъеме тампо- нажного раствора на всю длину цементируемой колонны.
Задания для работы на занятии
Студенту необходимо ознакомиться с основными элементами оснастки обсадных колонн.
Вопросы по лабораторной работе
1. Что представляют собой элементы оснастки обсадных ко- лонн?
2. Для чего необходим башмак?
3. Для чего предназначен обратный клапан?
4. Что такое цементировочная головка и для чего она предна- значена?
5. Для чего необходимы центраторы, скребки и турбулизаторы?
6. Что такое муфта ступенчатого цементирвания?
7. Для чего необходимы подвесные устройства?
Copyright ООО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»

120
Лабораторная работа 17
ОПРЕДЕЛЕНИЕ РАСТЕКАЕМОСТИ И СРОКОВ
СХВАТЫВАНИЯ ТАМПОНАЖНОГО РАСТВОРА
Цель: изучение метода определения растекаемости и сроков схватывания тампонажного раствора.
Знания и умения: методы определения растекаемости и сро- ков схватывания тампонажного раствора.
Формируемые компетенции:
ПК-2 – выбирать технические средства для решения общепро- фессиональных задач и осуществлять контроль за их применением.
Актуальность темы: при бурении нефтяных и газовых скважин одним из главных и наиболее часто встречающихся видов осложне- ний является поглощение буровых растворов. Из них наиболее слож- ными являются катастрофические поглощения с интенсивностью, достигающей значений свыше сотни кубических метров в час.
Теоретическая часть
Растекаемость – условная мера подвижности тампонажного раствора. Определяется она с помощью конуса АзНИИ (рис. 44).
Прибор состоит из усеченного полого конуса 1, имеющего размеры: внутренний диаметр верхнего основания 36 ± 0,5 мм, нижнего 64 ± 0,5 мм, высота 60 ± 0,5 мм, объем 120 мл. масса не менее 300 г. Конус устанавливается на стеклянный круг 8, под ко- торым имеется шкала 2, расчерченная концентрическими окруж- ностями, нанесенными через 5 мм. Основание шкалы 3 вместе со стеклом устанавливается в горизонтальное положение по уровню 4 с помощью регулировочных винтов 6, служащих одновременно и опорами прибора. Конус устанавливается в центре круга. Для предотвращения возможного самопроизвольного поднятия конуса при заполнении его цементным раствором его масса должна со- ставлять не менее 300 г. Внутренняя поверхность конуса делается полированной.
Сроки начала и конца схватывания характеризуют соответ- ственно время, в течение которого цементный раствор сохраняет подвижность и превращается в камень.
На эти показатели влияют многие факторы: вид и состав це- мента, водо-цементное отношение, продолжительность хранения цемента, состав жидкости затворения, температура и давление.
Copyright ООО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»

121
Рис. 42.Конус АзНИИ: 1 – конус; 2 – шкала; 3 – основание шкалы;
4 – уровень; 5 –опора; 6 – регулировочный винт;7 – фиксатор;
8 – стеклянный круг
Время, прошедшее с момента приготовления тампонажного цемента до момента, когда игла при погружении в раствор не до- ходит на 1 – 2 мм до дна конического кольца, называют сроком начала схватывания. Время, прошедшее от начала приготовления тампонажного цемента до момента, когда игла погружается в рас- твор не более чем на 1 мм, называется сроком конца схватывания.
По сроку начала схватывания можно приблизительно судить о сроке начала загустевания. По разнице в сроках конца и начала схватывания косвенно судят о темпе нарастания начальной проч- ности цементного камня.
Сроки схватывания цементного раствора, предназначенного для «холодных» скважин, определяют на воздухе при температуре
22 ± 2 °С.
Для определения сроков схватывания цементного раствора, предназначенного для «горячих» скважин, кольцо с раствором хранят в водном термостате с пресной водой, в котором темпера- тура 75 ± 3 о
С.
Для определения сроков схватывания цементных растворов при температуре до 95°С и без воздействия давления применяют прибор
Copyright ООО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»