Литература(Книги)

Всё про нефть и газ \Главная \Начало \Литература \Подразделы \Книги
\Заканчивание скважин

	Глава 5 ПОДГОТОВКА СТВОЛА СКВАЖИНЫ, ОБОРУДОВАНИЕ И СПУСК ОБСАДНОЙ КОЛОННЫ
	5.1. ПОДГОТОВКА СТВОЛА СКВАЖИНЫ 5.1.1. ОСНОВНЫЕ ТРЕБОВАНИЯ К КАЧЕСТВУ ОЧИСТКИ СТВОЛА И БУРОВОМУ РАСТВОРУ От степени очистки ствола скважины зависит качество ра­зобщения пластов. Наличие в стволе зон, где скапливается бу­ровой шлам, ведет к образованию в этих местах каналов, вдоль которых возможны в дальнейшем затрубные перетоки. Обломки породы могут оседать в различных желобах, кавер­нах, образуя в этих местах высоковязкие малоподвижные пас­ты из бурового раствора, особенно в случае разбуривания гли­нистых пород. Если в процессе бурения наличие таких скопле­ний и не вызывает особых осложнений, то их следует считать основными причинами различных газонефтепроявлений и прежде всего в интервалах, где рядом располагаются пласты с различными давлениями. Перед спуском обсадной колонны ствол скважины необхо­димо промывать высококачественным буровым раствором, удовлетворяющим основным требованиям теории промывки. Для обеспечения возможности увеличения расхода жидкости проработку ствола скважины перед спуском колонны следует вести роторным способом. Промывка скважины должна производиться только буровым раствором, тщательно очищенным от выбуренной породы. Мед­ленное вращение инструмента в процессе промывки во всех случаях облегчает очистку ствола.
	293

	5.1.2. ОСОБЕННОСТИ ПРОМЫВКИ СТВОЛА ПРИ СПУСКЕ И ПОСЛЕ СПУСКА ОБСАДНЫХ КОЛОНН Как бы хорошо ни был промыт ствол скважины, в процессе подъема инструмента, а также при последующем спуске обсад­ной колонны происходит некоторое разрушение стенок сква­жины, особенно при наличии в открытом интервале слабоус­тойчивых пород. Большое количество шлама также может вы­тесняться пружинными центраторами из каверн. Наличие вы­ступов на обсадной колонне в виде муфт при спуске создает воз­можность механического воздействия на стенки скважины в местах прижатия труб. При этом происходит срез глинистых корок, разрушение выступающих участков ствола при наличии каверн и скругление острых углов на желобах в точках касания а (рис. 5.1), после чего колонна начинает соприкасаться со стенками скважины по линии be. Для рассмотрения наибольший интерес представляют уча­стки перегибов ствола, где на колонну постоянно действуют прижимающие усилия. Если на этих участках имеются желоба,
	Рис. 5.1. Характер расположения обсадной ко­лонны на участке скважины с желобом (пунктирная линия соответствует положению колонны в конце спуска) Рис. 5.2. Характер образования забойных зон после спуска колонны
	294

	что связано обычно с низкой прочностью пород, то по мере пе­ремещения вниз обсадная колонна постепенно притирается к желобу и внедряется в него. При этом часть обломков породы попадает внутрь желоба и загрязняет его. Другая часть оказы­вается защемленной в зоне be, где смешивается с буровым рас­твором и образует пасту повышенной вязкости. Чем продолжи­тельнее воздействие усилия, чем больше его значение и чем больше муфт пройдет через данное сечение скважины, тем больше будет поверхность касания обсадной колонны по участ­ку be. На рис. 5.2 сплошными линиями показано положение колон­ны в начальный период спуска и пунктирными — в конечный. Вход в полость желоба и выход из него перекрываются, что весьма нежелательно из-за невозможности заполнения желоба цементным раствором. Наличие муфт на колонне способствует скоплению снизу около них наиболее крупных частиц породы и создает реальную возможность образования небольших сальни­ков со стороны прижатого к стенке участка муфты. В процессе спуска обсадной колонны не исключена возмож­ность значительного засорения каверн и желобов осыпающейся породой. При эксцентричном расположении колонны в скважи­не и особенно при малых зазорах фактически невозможно до­биться качественной очистки ствола от шлама и глинистой кор­ки только лишь путем интенсификации промывки. 5.1.3. ОСОБЕННОСТИ ПРОМЫВКИ СТВОЛА ПЕРЕД ЦЕМЕНТИРОВАНИЕМ В ИСКРИВЛЕННЫХ СКВАЖИНАХ В искривленных скважинах частицы выбуренной породы под действием сил тяжести стремятся опуститься на нижнюю стенку. Если угол наклона участка ствола к вертикали а, то си­ла, толкающая частицу весом G к стенке, определится как Gy = Gsma.                                                                             (5.1) Однако если с ростом угла наклона значение поперечной со­ставляющей силы Gy возрастает, то одновременно продольная составляющая веса Gx = Gcosa уменьшается. Следовательно, если в вертикальной скважине энергия потока направляется на перемещение частиц в жидкости только вдоль ствола, то в на­клонном участке помимо этого возникает проблема исключения выпадения частиц на нижнюю стенку ствола. Средняя скорость потока для перемещения частиц в наклонном стволе при струк­турном режиме течения должна быть в 5—10 раз больше скоро- 295

	сти падения частиц v4 в жидкости, а следовательно, средняя подача жидкости в наклонной скважине должна в несколько раз превосходить подачу в вертикальной, что в ряде случаев оказы­вается технически недостижимым. Чем больше диаметр сква­жины, тем больше должна быть подача для обеспечения пере­мещения частиц вдоль нижней стенки. В процессе движения округлых частиц породы в градиент­ном слое потока они оказываются под воздействием силы, стре­мящейся переместить частицу из зоны с высокими градиентами в зону с малыми градиентами, т.е. центральную часть потока. Следовательно, при определенных условиях может установить­ся равновесие и частица будет двигаться на некотором удалении от стенки скважины, не приближаясь к ней. Значение средней предельной скорости ипр, превышение ко­торой исключит оседание частиц данного размера и формы на стенки наклонной скважины, можно определить из выражения
	.Ri-i	R2-1	1 т° 1 -щ 1 (Рп "Рж )gsina 6Kyd чРж ч 2 V d4 2	(5.2)
	Ла-
	Если учесть, что размеры частиц шлама малы по сравнению с радиусом скважины, то в знаменателе величиной <2ч/2 можно пренебречь. Тогда выражение (5.3) примет вид
	з		т0Л ДЛ {              )	(5.3)
	Принимая в выражении (5.3) т0 = 0, получаем для случая течения вязких жидкостей
	2 (	2
	= i^L!l_i2_) ЦНп -^ж№°шц                                                    (54)
	Из анализа выражений (5.2) — (5.4) следует, что ипр при про­мывке буровым раствором будет меньше, чем в случае промыв­ки вязкой жидкостью, причем тем меньше, чем больше дина­мическое напряжение сдвига и меньше вязкость. На рис. 5.3 приведена зависимость и^ = f(R2, <24) для случая ламинарного течения вязкой жидкости при R = 8,4 см; рп - рж = 1 г/см8; рж = 1,5 г/см8; а = 45°; Ку = 0,13. Нетрудно видеть, что с увели­чением диаметра частиц значение v^ уменьшается, особенно резко при увеличении d4 до 0,5 см. Абсолютные значения v^ для крупных частиц (см. рис. 5.3) небольшие, в то же время
	296

	значение скоростей для исключения выпадения частиц малых размеров довольно высокое; намного труднее в рассматривае­мых условиях исключить выпадение на стенку более мелких частиц, чем крупных. Чем больше размер зазора, тем выше должна быть скорость потока ипр. Что касается оседания частиц в структурном потоке, то из зависимости (5.2) следует, что значение и^ еще меньше, чем при течении вязкой жидкости, т.е. условия в наклонном стволе для транспорта частиц в структурном потоке лучше. Что каса­ется движения частиц плоской формы, то, если условие не со­блюдается, они будут хотя и медленно, но приближаться к нижней стенке скважины и скапливаться на ней, слипаясь при благоприятных условиях. На рис. 5.4, I показана динамика перемещения единичной
	Рис. 5.3. Зависимость величины v от диаметра частиц d4: 1 -R2 = 12,3 см; 2 - R2 = 10,7 аи	, см/с
	Рис. 5.4. Динамика перемещения частиц породы к нижней стенке наклонного участка скважины при концентричном (J) и эксцентрич­ном (II) расположении трубы
	297

	частицы шлама округлой формы из неустойчивого положения а над трубой в устойчивое а' под трубу, расположенную концент-рично. Точки а, Ъ, с, d, с', Ъ', а' отражают положение частиц через равные промежутки времени. Перемещение происходит под действием неуравновешенной составляющей силы тяжести На рис. 5.4, II представлена траектория движения частицы (а, Ъ, с, d, e) в затрубном пространстве при эксцентричном по­ложении труб. В этом случае частицы стремятся занять устой­чивое положение в самой низкой части щели. Таким образом, у нижней стенки ствола в наклонном участке скважины постоян­но повышается концентрация частиц породы, что вызывает рост вязкости жидкости в этих частях потока и замедляет здесь течение. Наличие в кольцевом зазоре центраторов, турбулиза-торов, скребков будет вести к разрушению ядра потока и обра­зованию вихрей, а в ряде случаев способствовать возникнове­нию ранней турбулизации. Это может обусловить выпадение частиц из потока на стенки. Следовательно, поток должен обла­дать достаточной силой, чтобы перемещать частицы различной формы по нижней стенке ствола в условиях турбулентного те­чения. Чтобы установить расчетную формулу для определения средней скорости потока, при которой достигается качествен­ная очистка наклонного ствола, были проведены эксперименты на специальной установке. В наклонном стволе были проведены опыты нескольких серий. Изучались закономерности падения частиц при отцентрированных трубках без потока и в нем. Кро­ме того, исследовался вынос частиц потоком при свободном рас­положении трубок с их вращением и без него. В качестве шлама использовались те же частицы, что и в вертикальном стволе. Всего было выполнено около 2500 опытов. В процессе опытов ствол был отклонен от вертикали на 12°. Опыты, проведенные в наклонном стволе при отсутствии потока, когда трубки были отцентрированы, показали, что падение частиц происходит по тому же закону, что и при аналогичных условиях в вертикаль­ном стволе (рис. 5.5), т.е. закономерности падения описываются тем же уровнем. Иначе говоря, наклон ствола скважины на 12° не оказывал влияния на значение скорости падения частицы в покоящейся жидкости v°. Однако форма кривой К = f(b) для наклонного ствола при исследовании в потоке несколько изме­нилась по сравнению с аналогичной кривой для вертикального ствола. Значение К для частиц со значением 5 > 0,8 остается почти одинаковым с изменением 5. По-видимому, это связано с 298

	возможностью перекатывания частиц указанной формы по нижней стенке скважины, что облегчает их вынос, так как часть веса частиц передается при этом на стенку. Плоские час­тицы со значением 5 < 0,8 в наклонном стволе падали в потоке с теми же скоростями, что и в вертикальном. Однако рассмотренный случай перемещения частиц по ство­лу на практике может быть лишь на участках, где трубы при­жаты к верхней стенке скважины. Поскольку в большинстве случаев трубы располагаются на нижней стенке, куда опуска­ются и частицы шлама, то большой практический интерес представляло установить вид зависимости К = /(6) для этого случая (см. рис. 5.5, кривая 3), которая описывается следую­щим уравнением: Л: = 29,5(0,95 + 6).                                                               (5.5)
	к=—.
	60
	50
	40
	30
	20
	10
	0		0,2	0,4	0,6	0,8
	Рис. 5.5. Экспериментальные зависимости К = f(b) при падении частиц в модели скважин в покоящейся жидкости: 1 — свинцовые частицы в трубе диаметром 7,59 см (без трубок); 2 — алюминие­вые частицы в трубе диаметром 7,59 см (без трубок); 3 — свинцовые частицы в трубе диаметром 7,95 см с трубками по центру; 3' — свинцовые частицы в трубе диаметром 7,59 см с трубками по центру в наклонном стволе; 4, 5 — соответст­венно свинцовые и алюминиевые частицы в вертикальной трубе диаметром 4,0 см (без трубок)
	299

	Рис. 5.6. Зависимости К = = f [^ч/СОскв ~ <^н)] ПРИ положении модели скважины под углом 12° по вертикали: 1 - шарики; 2 - диски (6 = 0,253); / — трубки к центру модели; II — трубки свободные
				Некоторый рост величи­ны К в наклонном стволе по сравнению с вертикальным объясняется большим под­клинивающим эффектом ча­стиц в серповидной щели. Степень подклинивания бу­дет определяться парамет­ром d4/(DCKS - dj. На рис. 5.6 представлены для шариков и плоских частиц с 6 =
	зависимости K = f	\
	= 0,253. Для сферических и плоских частиц с 6 = 0,253 эти за­висимости описываются следующими выражениями:
	1^=72-157-					(5.6)
	jq'-41,5-75-					(5.7)
	Учитывая, что сферические частицы шлама при бурении встречаются редко, можно принять для практических расчетов
						среднюю между (5.6) и
	некоторую зависимость K = f				\2.
	(5.7), например
	-cL					(5.8)
	пригодную для частиц различной формы. В наклонном стволе также изучалось влияние вращения тру­бок на скорость выноса частиц. Исследования в потоке при от­центрированных трубках, так же, как и исследования в верти­кальном стволе, не позволяли установить влияние вращения трубок на скорость выноса частиц, несмотря на большой диапа­зон изменения угловых скоростей со. Это относится как к сфе­рическим, так и к плоским частицам. Однако при свободном
	300

	вращении трубок в модели влияние этого параметра ярко вы­ражено для сферических частиц и незаметно для плоских. Вли­яние вращения трубок на вынос частиц аналогично случаю вер­тикального положения модели, и зависимость K = fl^—s-\ опи- \ "п } сывается тем же уравнением. Обеспечить качественную промывку ствола скважины перед цементированием лишь за счет увеличения подачи не представ­ляется возможным, если в процессе промывок не производить осевых перемещений и вращения колонны. Особенно эффектив­ны должно быть осевое движение колонны с ее разгрузкой (в пределах расчета) на забой, поскольку это обусловит возникно­вение на колонне продольных волн, исключит в ряде интерва­лов защемление шлама и разрушит застойные зоны. Таким об­разом, движение колонны и ее вращение следует рассматривать как обязательные технологические операции перед цементиро­ванием и в процессе цементирования, а обсадные колонны и бу­ровые установки должны рассчитываться на возникающие при этом нагрузки. Для малых размеров частиц шлама, при прочих равных ус­ловиях, средняя скорость vn турбулентного потока, обеспечи­вающая вынос частиц в наклонной скважине с углом наклона ствола 12° должна быть в 1,2-1,7 раза больше, чем в вертикаль­ной, в зависимости от формы частиц. Чем меньше 6, тем больше должно быть превышение скорости восходящего потока в на­клонном стволе. Если угол наклона меньше 12°, то необходимо производить линейную интерполяцию результатов расчета. Специалисты компании "Эм-Ай Дриллинг Флюидз" Лтд. по­казали, что при наклоне ствола примерно 50—60° идет обвальное сползание накопившихся частиц шлама.
	5.1.4. ОСЕВОЕ ДВИЖЕНИЕ ОБСАДНЫХ КОЛОНН При осевых перемещениях колонны со скоростью ит значе­ние абсолютной скорости потока в заколонном пространстве vn может быть выражено как °^4^                                                 (5.9)
		m2-l
	где Q - подача жидкости в скважину в процессе движения ко­лонны; т = Bq/Ri- отношение радиуса скважины R2 к наруж­ному радиусу колонны R1.
	301

	Значение гидравлических потерь в кольцевом пространстве Лрк приблизительно может быть найдено по формуле Дарси — Вейсбаха: £Ь—.                                              (5.10)
		Подставив выражение (5.9) в формулу (5.10), получим 2 Арк=\^-—^----ип±-^— •                                           (5.11) Выталкивающая сила F, действующая на колонну с обрат­ным клапаном в процессе ее перемещений, может быть найдена с учетом выражения (5.11) из зависимости (5-12)
	■4Ж/П-1) Если обсадная колонна заполнена жидкостью более легкой, чем за колонной, т.е. уж > у'ж, это обусловливает возникновение сил плавучести F&, которые можно определить как (5.13)
	где уж, у'ж — плотность жидкости за колонной и внутри нее. Кроме того, наличие в кольцевом пространстве муфт также способствует увеличению гидравлических сопротивлений до значений Ар^, а следовательно, в процессе промывки возрастает выталкивающая сила F&. Дополнительное значение давления Ар^, обусловленное на­личием муфт, может быть найдено в первом приближении с по­мощью формулы Бордо с поправкой (5.14) где 1СЛ - средняя длина труб в колонне; Д^ - наружный радиус муфты; Qa - объемный расход жидкости в кольцевом зазоре с учетом движения труб, Qa = Q±mvR?.                                                                    (5.15) После подстановки выражения (5.15) в формулу (5.14) с учетом уравнения (5.11) можно определить уточненную вели­чину F: 302

	Ap>R12=jtR1LTY1		ЗАЩ(1
			4g(m-l)
	(5.16)
	Анализ выражения (5.16) показывает, что для облегчения подъема колонны с целью улучшения качества промывки ство­ла, а также для повышения степени вытеснения бурового рас­твора цементным необходимо иметь повышенные подачи жид­кости Q, а продавку следует вести жидкостью, имеющей мень­шую плотность, чем цементный раствор. Чем больше плотность цементного раствора, меньше значение зазора и больше радиус колонны, тем легче, используя гидравлическую энергию пото­ка, производить подъем колонны. Гидравлический подпор зна­чительно снижает растягивающие нагрузки, опасные для резьб верхних труб, и предотвращает их порыв. Снижение веса на крюке за счет гидравлических сопротив­лений в кольцевом зазоре не является оправданным, поскольку необходимо стремиться к их уменьшению из-за возможности возникновения поглощений.
	40 35 30 25 20 15 10		dT=299 MM / / 245 / // 194 ■ // / 168 146 _____ dT ,__— =114 мм ^^ 1 1 1 1 1 1
	Рис. 5.7. Зависимость FJLT от разности плот­ностей жидкостей Дуж (г/см3) для труб разных диаметров d, (мм)	5 -
		О 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8 А у, г/см3 303

	Более эффективный способ снижения нагрузки на талевую систему — продавка цементного раствора жидкостью с пони­женной плотностью, хотя это также требует применения более мощных цементировочных агрегатов и оборудования. Значение уменьшения веса 1 м обсадных труб можно определить из зави­симости (5.13):
	(5.17) На рис. 5.7 приведены графические зависимости —2- = f(Аужс1т), где dT = 2RX, показывающие эффективность дан- т ного способа. Если максимальное значение F связано с макси­мальным значением расхода жидкостей, то значение F& будет максимальным после закачки полного объема продавочной жидкости. 5.1.5. ОПЕРАЦИИ ПЕРЕД СПУСКОМ ОБСАДНЫХ КОЛОНН И ЦЕМЕНТИРОВАНИЕМ ОБЩИЕ РЕКОМЕНДАЦИИ ПО ПРОМЫВКЕ СКВАЖИН 1.  Промыть скважины следует буровым раствором с мини­мально возможными в рассматриваемом районе вязкостью, ди­намическим и статическим напряжениями сдвига. 2. Высокое качество бурового раствора при подготовке ствола достигается грубой очисткой виброситами и тонкой — гидроцик­лонами и др. Это предотвращает образование в скважине тол­стых корок с включениями шлама и обеспечивает качество бу­рового раствора. 3.  Для лучшей очистки ствола, особенно его кавернозных интервалов, промывку следует вести, установив в нижней части бурильной колонны долото с турбобуром очень малой мощности (удалив, например, из стандартного до 70 % ступеней), при низкой частоте вращения бурильных труб. Эффективность очи­стки в зоне долота зависит от кинетической энергии вращающе­гося потока. 4.  В процессе промывки ствола рекомендуется периодичес­кая максимально возможная разгрузка инструмента на забой с последующим приподъемом. Это способствует дроблению крупных кусков горной породы в стволе скважины и облегчает их удаление. 304

	5. Рекомендуемый режимом промывки — турбулентный. 6.  Режим и производительность промывки определяются ее параметрами, текучестью, а также размером и формой частиц породы. Поскольку размер и форма кольцевого пространства скважины переменные, создаются условия для возбуждения турбулентных зон в определенных участках ствола (особенно при вращении труб) при числах Рейнольдса ниже критических (1100—1200). В условиях турбулентного течения падение час­тиц породы происходит быстрее, чем при структурном режиме обтекания, и рассчитывать промывку следует исходя из зави­симостей, построенных на основе уравнения Риттингера. 7. Контролировать промывку следует по изменению концен­трации шлама в промывочной жидкости. Постепенное умень­шение концентрации и ее стабилизация характеризуют оконча­ние промывки. Если по истечении расчетного времени концент­рация шлама не уменьшается, промывку необходимо прекра­тить, поскольку это свидетельствует об осыпании пород и обра­зовании каверн. В таком случае статическое напряжение сдвига промывочной жидкости после прекращения циркуляции и из­влечения труб в вертикальной скважине должно обеспечивать удержание шлама во взвешенном состоянии. ПРОМЫВКА СКВАЖИН, ОСЛОЖНЕННЫХ ОСЫПЯМИ, КАВЕРНАМИ И ЖЕЛОБАМИ, ПЕРЕД СПУСКОМ ОБСАДНЫХ КОЛОНН Определение подачи и продолжительности промывки. На бу­рильную колонну перед последним долблением устанавливают не менее двух шламоуловителей, один из которых расположен в призабойной зоне, а другой — в средней части бурильной колон­ны. Извлеченный шлам промывается водой и рассеивается на почвенных ситах по фракциям. Затем несколько частиц фрак­ции крупного шлама помещается в мерный цилиндр с водой, и по общему объему вытесненной жидкости V к числу частиц п определяется средний объем одной частицы: Vp' = V/n. Расчетный диаметр частиц шлама определяется исходя из объема частиц базисной фракции, который максимально при­ближается к Fp = 0,065 (Dc - сУ8. Определяются параметры частиц базисной фракции 53L
	0,523«р)8 305

	где dccp = (D + -Dx)/2; D - диаметр ячеек сита, на котором отоб­рана базисная фракция; D1 - диаметр ячеек смежного сита, че­рез которое базисная фракция прошла. Для ориентировочных расчетов можно принимать: 5 = = 0,1-5-0,2 — шлам в виде тонких пластинок; 6 = 0,5-5-0,6 — шлам угловатый, объемной формы. Определяется расчетный диаметр частиц породы dp: для вертикальных скважин dp,B = 0,27(0,86 + 6)(DC - d,)\                                              (5.18) для наклонных скважин с зенитным углом а а 12° dp.H = 0,085(1,41 + 6)(Д, - dT).                                             (5.19) При расчетах Dc принимается равным диаметру участка ствола, от промывки которого зависит качество изоляционных работ. Во всех случаях при определении dp необходимо руко­водствоваться следующими рекомендациями с точки зрения возможности прохождения частиц в кольцевом пространстве: dp < -Од — dM при подготовке скважины к спуску колонны при обязательном вращении бурильной колонны; dp < 0,5(£>д - dM) при промывке перед цементированием (£>д -диаметр долота). Если при расчетах по формулам (5.18) и (5.19) dp будет больше указанных значений, то необходимо dp брать соответст­венно равным (£>д - dM) или 0,5(£>д - dM). Определяют скорость падения частиц. Необходимая для расчетов плотность различных горных по­род приведена в табл. 5.1. При расчетах берется максимальная плотность, соответст­вующая наиболее тяжелым породам базисной фракции. Чем больше 6 и размер частиц, тем меньше угол наклона влияет на условия выноса. Определяется:
	Таблица 5.1
	Горная порода Плотность, г/см3 Горная порода Плотность, г/см3 Мрамор, извест- 2,70-2,73 Песчаники, алев- 2,6-2,7 няк ролиты Доломиты 2,8-2,9 Дунит 3,2 Каменная соль 2,17 Пироксенит 3,1-3,3 Ангидрит 2,31-2,32 Базальт 2,6-3,1 Бентонитовые 2,0-2,1 Гранит 2,54-2,78 глины Каолиновые гли- 2,5-2,58 ны
	306

	минимальная скорость потока, при которой частицы расчет­ного значения будут находиться в потоке во взвешенном состоя­нии
	расход жидкости, соответствующий ivmin ? tf>min;                                                    (5.20)
	коэффициент, учитывающий неравномерность распределе­ния скоростей по сечению потока и размеры частиц, ^^.                                                          (5.21) Р
	Если в расчетах Кп оказывается меньше единицы, то он при­нимается равным единице. При значениях Q < Q^ полной очистки ствола происходить не будет, даже при очень длительной промывке. При любых значениях Q > Q^ через промежуток времени t0 ствол будет качественно промыт. Определяют продолжительность промывки скважины t0, за­давшись средней скоростью потока w > wmin to----------------•                                                                   (5.22) 0,6(w-wmin) Если задаться t0, то можно решить, пользуясь зависимостью (5.22), обратную задачу, т.е. определить сначала скорость (и> — wmin) подъема наиболее трудновыносимых частиц породы, затем — необходимую среднюю скорость потока, а потом с по­мощью выражения (5.20) найти необходимую подачу насосов. Однако значения Q ограничиваются технической характери­стикой оборудования (шланги, насосы и др.) на буровой и нали­чием зон поглощения, т.е. при выборе Q необходимо соблюдать условие Qmin < Q < фдоп. Желательно, чтобы режим течения при выбранном Q был турбулентным. Режим течения жидкости в кольцевом пространстве при найденном Q определяется по обобщенному критерию Re*=-
	1 +
	Если Re < 1600, то режим течения структурный или пере­ходный. 307

	Приближенная методика определения подачи жидкости. Приведенный выше точный метод определения Q сравнительно сложен из-за необходимости получения информации о фактиче­ской зашламленности ствола по результатам отбора шлама не­посредственно из скважины, а также из-за необходимости по­следующего его анализа. Поэтому во всех случаях рекоменду­ется сначала произвести расчет по приближенной методике, которая дает завышенные значения (что не всегда приемлемо). Сущность расчетов по приближенной методике состоит в до­пущении, что базисный шлам имеет форму правильных объем­ных фигур, а следовательно, 5 = 1. Определяют расчетный диаметр для вертикальных и на­клонных скважин по формуле dp = 0,5(Dc - dT). Находят скорость падения частиц в потоке (в наклонной и вертикальной скважинах). Последовательность остальных расчетов остается прежней. ПРОМЫВКА СТВОЛА ПРИ ОГРАНИЧЕНИИ ПОДАЧИ В случае ограничения подачи фдоп незначительно превышает Qmin, и, следовательно, время промывки может оказаться очень большим, что неприемлемо. Когда кавернозный интервал диаметром Dc находится в нижней части цементируемого участка на глубине Lo, по зави­симости (5.22) определяется продолжительность промывки скважины при значениях и>доп (соответствующих подаче (?доп), близких к w^ для кавернозного интервала
	f
	0,6(и)доп-и)т1п)
	Определяют продолжительность промывки £02 при возмож­ности увеличения Q№n до значений Qx > (2Д0П с глубины Lx, для чего: а) находят продолжительность промывки интервала Lo - Lx, при которой исключается повторное загрязнение интервала за счет осаждения шлама во время извлечения из скважины бу­рильной колонны длиной Lo — Iq:
	пр0,                                                                                                ( 0,6(«)доп-и)т1п) где tn — затраты времени на подъем из скважины колонны дли-308

	ной Lo — Lx; wn — максимальная скорость осаждения в покоящей­ся жидкости частиц горной породы в скважине. Максимальную скорость падения имеют частицы размером da = 0,5(0,26 + b)(Dc-dJ.                                                (5.24) При расчете необходимо брать значение Dc вышележащего интервала L1, т.е. Д. = Dcl; б) определяют затраты времени на промывку со средней ско­ростью и>1г соответствующей Q1 остального участка скважин диаметром Dcl и длиной L1 при значениях ц>^п для рассматри­ваемого интервала
	Общая продолжительность промывки t02 = £пр0 + *пр'- Если tm > t02, рекомендуется осуществлять промывку со ступенчатым изменением подачи. В случае, когда в скважине глубиной Lo кавернозный интер­вал средним диаметром Dcl находится на глубине Ьг и выше, подача может быть увеличена до значений фдоп > Qmin, т.е. требо­вания качественной очистки кавернозного интервала будут обеспечены. Поскольку промывка ствола диаметром Dc в интер­вале Lo - Lx может вестись лишь при Qminl > фдоп0 > Q^ при про­мывке этого интервала каверны в достаточной мере промывать­ся не будут. По зависимости (5.23) определяют продолжительность про­мывки интервала Lo — Llt затем продолжительность промывки интервала 0-Lt
	где uVnj ~~ минимальная скорость потока в интервале 0 — Lx. Общее время промывки ствола t^ = tпр1 + £пр0.
	ПРОМЫВКА СКВАЖИН В ПРОЦЕССЕ СПУСКА И ПОСЛЕ СПУСКА ОБСАДНЫХ КОЛОНН Промывка в процессе и после спуска обсадной колонны обя­зательна, поскольку обеспечивает высокую степень очистки кольцевого зазора от обломков горной породы. Своевременное удаление этих обломков из ствола скважины значительно сни- 309

	жает возможность гидроразрывов и поглощении в процессе спуска и цементирования, повышает качество изоляции за-трубного пространства. Число промежуточных промывок определяется для каждого района индивидуально, в зависимости от геолого-технических условий. Выбор подачи и продолжительности промывки производится согласно описанной выше методике. Продолжительность каж­дой промывки определяется из условия полного выноса шлама на поверхность. Выбор режима промывок при спуске хвостовиков аналогичен выбору режима при спуске обсадных колонн, а количество про­мывок определяется их числом при спуске долота для подго­товки интервала к установке хвостовиков, но не менее двух. Первая промывка производится для выравнивания парамет­ров бурового раствора при достижении башмаком хвостовика башмака предыдущей колонны. Промежуточные промывки должны обеспечить полное удаление шлама из открытого ин­тервала ствола в полость предыдущей колонны. Продолжительность последней (после спуска хвостовика) промывки определяется необходимостью полного выноса шла­ма из скважины. Время промывки после установки секций колонны в обса­женной скважине выбирается из необходимости обеспечения выравнивания параметров бурового раствора. ПРОМЫВКА СКВАЖИН С УСТОЙЧИВЫМИ СТЕНКАМИ Если ствол скважины устойчив, то промывка должна рас­считываться исходя из максимально возможных размеров час­тиц породы, образующихся на забое при бурении. В этом случае расчетный диаметр частиц должен опреде­ляться из зависимости
	где hz - шаг зубьев венцов долота, образующих рейку на забое; Bt - ширина площади затупления зубьев; 1г - длина зубьев, об­разующих рейку.

	5.2. ТЕХНОЛОГИЯ КРЕПЛЕНИЯ СКВАЖИН ОБСАДНЫМИ КОЛОННАМИ 5.2.1. СПОСОБЫ СПУСКА ОБСАДНОЙ КОЛОННЫ Обсадную колонну составляют из труб на муфтовых, без­муфтовых резьбовых или сварных соединениях и спускают в скважину в один прием от устья до забоя или отдельными сек­циями с разрывом во времени крепления ствола. Способ спуска колонн и порядок спуска секций зависят от ге­ологических, технических и технологических условий провод­ки скважины: назначения обсадной колонны; глубины спуска; конфигурации ствола скважины в интервале спуска преды­дущей колонны и объема работ в ней; техники и технологии бурения в обсаженной скважине до спуска проектируемой колонны; давления высоконапорных горизонтов и градиента гидро­разрыва пластов, перекрываемых колонной; гидравлической мощности бурового оборудования, ограни­чивающей возможности углубления скважин на больших глу­бинах при значительных гидравлических потерях в циркуля­ционной системе. Спуск обсадной колонны в один прием от устья до забоя скважин используется при следующих условиях: а) для крепления скважин, стволы которых достаточно ус­тойчивы и не осложняются в течение 3—4 сут при оставлении их без промывки, т.е. за время, необходимое для производства комплекса работ от последней промывки до окончания спуска обсадной колонны; б)  при общей массе обсадной колонны, не превышающей грузоподъемности бурового оборудования, вышки, талевой сис­темы; в) при наличии ассортимента обсадных труб по маркам стали и толщинам стенок, соответствующих данным прочного расчета обсадной колонны; г) при креплении стволов скважин кондукторами и эксплуа­тационными колоннами. При разработке конструкций глубоких скважин должны ис­пользоваться безмуфтовые резьбовые или сварные обсадные колонны, которые позволяют усовершенствовать конструкции многоколонных скважин, осуществлять крепление стволов при 311

	малых кольцевых зазорах, значительно увеличивать проектные глубины бурящихся скважин и изолировать интервалы ослож­нений, крепление которых не было предусмотрено первона­чальным проектом работ. Использование сварных эксплуатационных колонн в га­зовых скважинах обеспечивает и гарантирует их герметич­ность. Спуск обсадных колонн секциями необходим при следую­щих условиях: а) если призабойная зона не промывается в течение 1,5—2 сут и при этом происходят осложнения с потерей проходимости об­садных труб в скважину без проработки ствола (осыпи, суже­ния, нарастание толстых глинистых корок, выпучивание или пластическое течение горных пород и др.); б) если необходимо закрепить скважину обсадной колонной большого диаметра на значительную глубину; в)  при необходимости подъема тампонажного раствора на большую высоту при наличии поглощающих пластов или плас­тов с низким градиентом гидроразрыва; г)  когда с целью сохранения верхней части обсадной колон­ны от протирания в процессе бурения верхнюю секцию необхо­димо спускать в скважину перед вскрытием напорных горизон­тов либо при протирании предыдущей колонны в верхней час­ти; д) если отсутствуют обсадные трубы с прочностной характе­ристикой, соответствующей расчетным данным по страгиваю­щим усилиям. Крепление стволов скважин с использованием секционного спуска обсадных колонн позволяет: перекрывать интервалы осложнений на больших глубинах с минимальной затратой времени от конца последней промывки до начала цементирования; надежно изолировать два или более продуктивных горизонта скважин с высоким пластовым давлением или какие-либо ос­ложненные интервалы, разделенные между собой мощной ус­тойчивой толщей горных пород; применять комбинированный бурильный инструмент, в ре­зультате чего увеличивается прочность бурильной колонны, снижаются гидравлические сопротивления при прокачке про­мывочной жидкости в трубах, обеспечивается эффективность буровых работ и возможность углубления скважины на боль­шую глубину; экономить металл в результате использования обсадных труб с меньшими толщинами стенок по сравнению со сплошными 312

	колоннами, а также использовать трубы с пониженными проч­ностными характеристиками. Длину первой секции обсадной колонны выбирают из геоло­гических требований перекрытия интервала осложнений в ми­нимально возможное время и из условий прочности верхних труб секции на растягивающую нагрузку. В случае установки головы секции в открытом стволе место­положение устройства для стыковки секций выбирают с учетом данных каверно- и профилеметрии на номинальном по диаметру участке ствола скважины. При перекрытии высоконапорных горизонтов и наличии заколонных проявлений над головой спущенной секции необходимо наращивать последующую сек­цию обсадной колонны с применением герметизирующих зако­лонных устройств. Промежуточные обсадные колонны могут быть нескольких видов: сплошные — перекрывающие весь ствол скважины от забоя до ее устья независимо от крепления предыдущего интервала; хвостовики — для крепления только необсаженного интерва­ла скважины с перекрытием предыдущей обсадной колонны на некоторую величину; потайные колонны — специальные промежуточные обсадные колонны, служащие только для перекрытия интервала ослож­нений и не имеющие связи с предыдущими или последующими обсадными колоннами. Секционный спуск обсадных колонн и крепление скважин хвостовиками возникли, во-первых, как практическое решение проблемы спуска тяжелых обсадных колонн и, во-вторых, как решение задачи по упрощению конструкции скважин, умень­шению диаметра обсадных труб, а также зазоров между колон­нами и стенками скважины, сокращению расхода металла и тампонирующих материалов, увеличению скорости бурения и снижению стоимости буровых работ. В тяжелых условиях бурения (искривление ствола, большое число рейсов) в конструкции скважины предусматриваются специальные виды промежуточных обсадных колонн — смен­ные. 5.2.2. РАСЧЕТ КОМПОНОВКИ НИЗА БУРИЛЬНОГО ИНСТРЕМЕНТА ДЛЯ ПОДГОТОВКИ СКВАЖИН К СПУСКУ ОБСАДНЫХ КОЛОНН Подготовка ствола скважины — один из важнейших процес­сов, определяющих надежность и качество крепления. Обзор 313

	отечественной и зарубежной литературы, а также изучение промысловых материалов показывают, что не существует еди­ного подхода к выбору техники и технологии подготовки сква­жин к креплению. В связи с этим в нефтяных районах со сход­ными геологическими условиями применяют неоправданно большое число различных компоновок низа бурильного инст­румента. Так, в объединении "Грознефть" при подготовке ство­ла применяют последовательно пять компоновок, на что требу­ется до трех недель. В скважине 81 Эльдорадо, например, при подготовке интервала 1523-3363 м под спуск 273-мм обсадной колонны были использованы последовательно следующие ком­поновки низа бурильной колонны: долото - УБТ 178x10 м - расширитель - УБТ 178x26 м - бу­рильные трубы: долото расширитель - УБТ 178x30 м - бурильные трубы; долото расширитель - УБТ 178x10 м - расширитель - УБТ 178x25 м — бурильные трубы; долото расширитель — УБТ 178x36 м — бурильные трубы; долото - расширитель - расширитель - расширитель УБТ 178x36 м — бурильные трубы. В Краснодарском крае в скв. 7 Ставропольская при подготов­ке интервала 955—1650 м под спуск 219-мм колонны были при­менены для проработки и шаблонирования три компоновки: долото - УБТ 203x10 м - центратор - УБТ 203x60 м - бу­рильные трубы; долото - центратор - УБТ 203x10 м - центратор - УБТ 203x60 м - бурильные трубы; долото - центратор - УБТ 203x10 м - центратор - УБТ 203x20 м — центратор — УБТ 203x105 м — бурильные трубы. Затрата времени на подготовку ствола составила 6 сут. Две-три компоновки применяют при подготовке скважин к спуску обсадных колонн в Ставропольском крае. Однако несмотря на длительность проработок и сложность применяемых компоновок аварии и случаи ликвидации сква­жин, связанные с недопуском обсадных колонн, еще имеются. По этой причине в Краснодарском крае была ликвидирована скв. 540 Ново-Дмитриевская. Многочисленные недоспуски об­садных колонн встречаются в Чечне, Ингушетии, Азербайд­жане и др. Сравнительно низкая эффективность подготовки скважин к спуску обсадных колонн объясняется отсутствием требований к стволу, а также к технике и технологии подготовительных ра­бот в процессе его бурения. Чтобы исключить эти недостатки, необходимо обосновать требования к компоновкам низа буриль- 314

	ного инструмента и применять эти обоснованные компоновки в процессе бурения скважин. Такая технология обеспечит прохо­димость обсадных колонн по стволу без дополнительных прора­боток скважины перед их спуском. Процесс подготовки сква­жины в каждом случае сведется лишь к контрольному спуску бурильной компоновки для калибровки и промывки интервала крепления непосредственно перед спуском обсадной колонны. Были разработаны требования к компоновкам низа бурильного инструмента и составлена методика подготовки стволов сква­жин к спуску обсадных колонн. Использование этой методики позволило совместить процесс подготовки ствола скважины к спуску обсадной колонны с процессом его бурения. На проходимость обсадных колонн по стволу скважины, на­ряду с другими факторами, большое влияние оказывают усту­пы в стволе и интенсивность пространственного искривления скважины. Уступы или резкие перегибы ствола на относитель­но коротком его участке возникают в результате изменения свойств пород или при изменении нагрузок на долото во время бурения. При образовании уступа (рис. 5.8) изменяется направ­ление скважины, но сохранению нового направления мешает соприкосновение УБТ со стенкой скважины вблизи долота. По­сле образования уступа дальнейшее углубление скважины про­исходит по прямой, параллельной первоначальному направле-
	Рис. 5.8. Образование усту­па в стволе бурящейся скважины на границе несо­гласного залегания пород	\ \ \ \W\\\W\N \\\\\\\^ \\\\\\V \ \\\\\\v \_\.\4\
	315

	нию, до тех пор, пока УБТ не потеряет опору на стенке скважи­ны, что создает условия для образования нового уступа, затем следующего и т.д. Таким образом, можно предположить, что ствол реальной скважины состоит как бы из ряда ступенек-уступов, а траекто­рия его осевой линии имеет плавный спиралевидный изгиб с определенной интенсивностью искривления. Установить места образования уступов, а тем более охарак­теризовать их размеры существующими методами замера кри­визны скважин невозможно. Невозможно также выявить усту­пы в стволе при спуске или подъеме инструмента с той компо­новкой, которой пробурена скважина. При этом может создаться представление о соответствии конфигурации ствола требованиям спуска колонны. Однако ус­тупы в скважине, как правило, имеются. Это подтверждают по­садки и заклинивания инструмента в скважине при его спуске с измененной компоновкой низа, а также недопуски обсадных колонн в скважинах (табл. 5.2), номинальный диаметр которых и другие условия были достаточны для проведения успешной операции. В местах образования уступов реальный диаметр ствола скважины уменьшается до некоторого эффективного диаметра, определяемого выражением А,ф = О,5(£д+<гу6т),                                                            (5.25) где £>д - диаметр долота; d^ - наружный диаметр УБТ. Случаи недопуска обсадных колонн до заданных глубин. На рис. 5.9 показан график для определения эффективного диаметра ствола скважины в соответствии с выражением (5.25) для различных возможных условий. Например, совместное применение долота диаметром 394 мм и 178-мм УБТ (показано пунктиром) обеспечивает эффективный диаметр ствола сква­жины не более 286 мм. Для успешного спуска в скважину колонны обсадных труб в зависимости от ее диаметра, конст­рукции соединений и элементов технологической оснастки эф­фективный диаметр ствола должен отвечать следующим усло­виям: а) для безмуфтовых обсадных колонн А,Ф^;                                                                               (5.26) б) для муфтовых обсадных колонн D^*0,5(d + dJ;                                                       (5.27) 316

	Таблица 5.2
	Скважина	Диаметр обсадной колонны, мм		Глубина спуска, м		Недо­пуск ко­лонны до забоя,м
	преды­дущей		спускае­мой	расчет­ная	факти­ческая
	Чечня и Ингушетия
	324 Старогрознен- 324 273 3340 2238 1102 ская 182 Западный Гудер- 351 273 3994 2430 15fr мес 122 Западный Гудер- 530 351 2485 1451 10& мес 48 Хаян-Корт 426 324 1800 1050 750 62 Хаян-Корт 324 219 2600 2265 335 140 Алиюрт 720 324 2536 2154 385 126 Правобережная 720 426 740 296 444 44 Брагуны 351 299 3524 2962 562 66 Эльдарово 351 299 3107 2299 808 Ставропольский край 25 Журавская - 324 1001 700 301 60 Журавская — 324 1296 703 593
	Краснодарский край
	15 Ладожская 299 245 4682 3993 689 1 Восточно-Кубан- 273 219 3400 3262 138 ская 540 Ново-Дмитриев- 324 273 3849 2942 907 ская 595 Ново-Дмитриев- 324 273 3796 2883 913 ская 45 Левкинская 245 194 4300 4115 185 1 Западно-Афипская 299 245 4533 3663 870
	в) для обсадных колонн, оборудованных элементами техно­логической оснастки А,ф^Шах,                                                                           (5.28) где d, <2M — соответственно наружные диаметры обсадных труб и муфт; <2тах — максимальный наружный диаметр элементов тех­нологической оснастки. Следует отметить, что при длине элементов технологической оснастки меньше высоты калибрующей части долота необходи­мый эффективный диаметр скважины должен определяться по формуле (5.27). Сопоставив выражение (5.25) последовательно с выражени­ями (5.26) — (5.28), получим для каждого случая минимальные необходимые диаметры УБТ, которые следует использовать для успешного выполнения операции: а) при использовании безмуфтовых обсадных колонн
	317

	200 - 150
	190 214 243 269 295 320 346 370 394	445 490 Я„О1Т,мм
	Рис. 5.9. График для определения эффективного диаметра ствола скважины
	dyfkz2d-D;                                                             (5.29) б) при использовании муфтовых обсадных колонн л              л | л           ~г\                                                                                                                              / С О/Л\ dypfT & а ~т аж — и,                                                                                        (o.ou) в) при применении элементов технологической оснастки dyfk a 2dmax - D,                                                                  (5.31) где D - диаметр ствола скважины. Рекомендуемые диаметры утяжеленных бурильных труб, установленных над долотом при бурении или подготовке сква­жин к спуску обсадных труб, приведены в табл. 5.3. Как видно из данных, в ряде случаев под обсадные колонны диаметрами 351, 377 и 426 мм необходимо применять УБТ с наружными диаметрами больше максимальных для выпускаемых промыш­ленностью. Отсутствие УБТ диаметрами больше 299 мм, а так­же ограниченное в практике бурения применение УБТ диамет­ром 299 мм являются одними из причин недопуска промежу­точных обсадных колонн при креплении скважин. В опреде­ленных условиях причиной недопуска обсадных колонн может 318

	Таблица 5.3 Минимальные диаметры УБТ, обеспечивающие успешный спуск обсадных колонн в скважину
	Диаметр обсадной коло нны, мм Необходимый эффективный диаметр скважины, мм Минимальный необходимый диаметр УБТ наддолотного комплекта (в мм) в скваж инах различных диаметров, мм обсад­ные трубы муф­ты 640 590 540 490 455 394 370 346 320 295 269 243 214 190 161 426 377 351 324 299 273 245 219 194 178 168 140 451 402 376 351 324 299 270 245 216 198 188 159 439 390 364 338 312 286 258 232 205 188 178 150 299 299 273 340* 273 254 407* 299 254 229 340* 299 229 229 340* 299 229 203 254 203 to to to OtOtO 03 to to 254 203 178 254" 229 178 229** 203 178 146 203** 178 146 146 178** 178 146 133 146" 133 133"
	* Диаметры нестандартных составных УБТ. ** Случай применения безмуфтовых соединений.

	стать и чрезмерная интенсивность пространственного искрив­ления скважины. В интервалах ствола, характеризующихся большой интенсивностью искривления могут возникать при­жимающие силы и силы сопротивления, способные остановить движение обсадной колонны вниз. Значения интенсивности пространственного искривления скважин, вычисленные для наиболее сложных условий крепления (D — d = 0, sina = 0,4) и принятые в дальнейшем для расчета компоновок низа буриль­ного инструмента, представлены ниже. Диаметры обсадных колонн, м..............        426 377 351 324 299 273 245 219 194 168 140 Допустимая интен­сивность искривле­ния, градус/10 м....        0,8 1,0 1,2 1,3 1,6 2,0 2,3 2,8 3,5 5,0 7,5 Максимальная интенсивность искривления скважины, кото­рая может отмечаться во время бурения, при прочих равных условиях определяется длиной УБТ, установленных над доло­том. Зависимость между длиной используемых УБТ и возмож­ной максимальной интенсивностью искривления скважины оп­ределена следующим образом. Максимальное поперечное смещение ствола при образовании уступа на участке, равном длине УБТ, установленных над до­лотом,
	Кроме того, смещение ствола на той же длине при плавном искривлении скважины
	Отсюда 0,01745^ = 0,5(£> - йубт) или D-dy6 0,0349i где А — поперечное смещение ствола скважины относительно его оси; lt — длина УБТ, установленных над долотом; i — интен­сивность искривления, градус/10 м. Зависимости (5.25) — (5.32) используют для расчета необхо­димых диаметров и длин УБТ, устанавливаемых над долотом. При расчете компоновок низа инструмента, предназначенных для проработки и шаблонирования уже пробуренного ствола, значения допустимой интенсивности искривления скважины принимают в соответствии с приведенными выше данными. Необходимо также, чтобы жесткость применяемых УБТ бы­ла равна или несколько превышала жесткость труб обсадной 319

	колонны, под которую готовится ствол скважины. Результаты расчетов, представленные в виде графиков (рис. 5.10), позво­ляют выбирать необходимые компоновки для подготовки сква­жины к спуску обсадных колонн экспрессным методом. В ряде случаев для обеспечения проходимости обсадной ко­лонны в компоновках бурильного инструмента требуется при­менять УБТ большого диаметра и нестандартные УБТ. При от­сутствии УБТ требуемых диаметров следует: применять центраторы и расширители заданных диаметров, устанавливая их над долотом последовательно на расстоянии друг от друга, определяемом расчетом; использовать составные наддолотные маховики, изготовляе­мые в мастерских бурового предприятия из стандартных УБТ диаметром 203 или 178 мм и обсадных труб требуемого диамет­ра и длины. Общий вид наддолотного маховика показан на рис. 5.11. Раз­работаны и испытаны и другие конструкции наддолотных ма­ховиков-калибраторов, которые позволяют совместить процесс подготовки стволов с бурением скважины, что исключает необ­ходимость подготовки ствола жесткими компоновками перед спуском обсадных колонн. При использовании этих маховиков необходимо, чтобы жесткость корпуса применяемых центрато­ров и суммарная жесткость УБТ и обсадной трубы составного маховика были не меньше жесткости труб обсадной колонны, под которую готовят ствол скважины. Подбор компоновок для подготовки скважин к спуску обсад­ных колонн осуществляют в такой последовательности. По графикам (см. рис. 5.10) или с помощью формул (5.25) -(5.32) и табл. 5.3 определяют диаметр и длину УБТ, устанавли­ваемых непосредственно над долотом на участке lt, или диаметр центраторов и порядок их расстановки. При необходимости вы­полняют расчет элементов составных наддолотных маховиков для дальнейшего их изготовления по чертежам (см. рис. 5.11). Используя приведенные ниже массы УБТ, подбирают длину остальных УБТ, исходя из имеющихся труб, с учетом обеспе­чения общей массы компоновки 4—6 т. Диаметр УБТ, мм................ 133 146 178 203 229 254 273 299 Масса 1м УБТ, кг................ 84 100 155 200 260 336 358 450 Рассмотрим примеры расчетов. Пример 1. Обсадная колонна диаметром 140 мм. Ствол сква­жины диаметром 161 мм. Решение получаем с помощью графика для выбора компоно­вок низа инструмента при подготовке скважин к спуску обсад­ной колонны диаметром 140 мм (см. рис. 5.10, а). 320

	MM
		Рис. 5.10. Графики для определения размеров УБТ, установленных над долотом, при подготовке скважины к спуску обсадных колонн различных диаметров: а - 140 мм; 6-219 мм; в - 324 мм
		Рис. 5.11. Наддолотныи маховик: 1 — УБТ диаметром 203 или 178 мм; 2 — проточка под элеватор; 3 — штырь фиксатора; 4 — обсадная труба; 5 — межтрубная полость (заливается цемен­том); 6 - резьба; 7 - проточка под ключ
	321

	Здесь стволу скважины диаметром 161 мм соответствует только один возможный диаметр УБТ, равный 133 мм, при ми­нимальной его длине на участке lt = 0,11 м. Остальная длина УБТ в компоновке определяется с помощью приведенных дан­ных по массам УБТ в зависимости от их диаметра. Расчетная масса УБТ диаметром 133 мм равна 84 кг/м. Требуемая масса 4 т обеспечивается при длине труб 48 м, а 6 т — при длине 71 м. Таким образом, требуемая компоновка должна состоять из долота диаметром 161 мм и 133-мм УБТ длиной 50—75 м. Аналогичный результат можно получить, определив мини­мальный необходимый диаметр наддолотных УБТ (<2убт = = 133 мм). Для 140-мм обсадной колонны допустимая интен­сивность искривления скважины i = 7,5°/10 м, длину участка lt определяем по формуле (5.32): 0,0349 Пример 2. Обсадная колонна диаметром 219 мм. Ствол сква­жины диаметром 269 мм. По графику (см. рис. 5.10, б) определяем, что стволу сква­жины диаметром 269 мм соответствуют два возможных диаме­тра УБТ - 203 и 299 мм при их длине на участке lt соответст­венно 0,7 и 0,4 м. Остальная часть компоновки может состоять из УБТ диаметрами 133, 146, 178, 203 или 229 мм. Общая дли­на компоновки в каждом возможном случае будет равна 48, 48, 36, 24, 24 м соответственно. Пример 3. Обсадная колонна диаметром 324 мм. Ствол сква­жины диаметром 394 мм. По графику (см. рис. 5.10, в) находим, что в стволе скважи­ны диаметром 394 мм на участке 1г компоновки могут быть ис­пользованы стандартные 299-мм УБТ длиной 2,1 м, а также нестандартные составные УБТ диаметром 324 мм, длиной 1,6 м и диаметром 351 мм, длиной 0,95 м. Далее возможно применять стандартные УБТ любого диаметра от 133 до 299 мм, длиной, обеспечивающей общую массу компоновки от 4 до 6 т. В рассматриваемых условиях взамен составных УБТ можно применять спиральные центраторы, изготовленные из УБТ ди­аметром 229 мм и более. Центраторы следует располагать над долотом последовательно на длине lt. Расстояние lt определяет­ся по графику (см. рис. 5.10). Для центраторов диаметром 299 мм 1г =2,1 м, диаметром 346 мм 1г = 1м. Также можно при­менять центраторы, изношенные по диаметру, компенсируя их износ увеличением расстояния 1г. 322

	Пример 4. Обсадная колонна диаметром 324 мм снабжена па-кером, размер которого в транспортном положении 365х хЮОО мм. Ствол скважины диаметром 394 мм. Определим эффективный диаметр ствола скважины, необхо­димый для успешной проходимости обсадной колонны с паке-ром. Поскольку длина пакера больше высоты калибрующей ча­сти долота, в соответствии с формулой эффективный диаметр ствола скважины должен быть не менее максимального внеш­него диаметра пакера, т.е. 365 мм. С помощью формулы (5.25) определим минимальный диа­метр УБТ, установленных над долотом и обеспечивающих эф­фективный диаметр ствола скважины 365 мм:
	В рассматриваемом случае целесообразно применять наддо-лотный маховик (см. рис. 5.11) из обсадных труб диаметром 351 мм. Определим необходимую длину маховика. Найдем допусти­мое значение интенсивности пространственного искривления скважины при ее подготовке под обсадную колонну диаметром 324 мм. Она равна 1,3°/Юм. По формуле (5.32) определим длину маховика: c-dyg1=          м< 0,0349 Таким образом, в рассматриваемых условиях компоновка низа инструмента при калибровке ствола скважины должна со­стоять из 394-мм долота, наддолотного маховика 351x1000 м и УБТ любого возможного диаметра, обеспечивающих общую массу компоновки 4—6 т. Также возможно взамен маховика применять 229-мм УБТ, жесткость которых равна жесткости обсадной колонны, и цент­раторы диаметром 336 мм и более. Место установки центраторов определяется по формуле (5.32) в зависимости от их внешних диаметров. При диаметре 346 мм расстояние центраторов от до­лота должно быть не менее 1,1м, при диаметре 370 мм — 0,55 м. Известно, что наиболее рационально производить подготовку ствола скважины к спуску обсадной колонны в процессе ее бу­рения, совмещая эти операции. Чтобы выполнить это условие, необходимо в компоновке низа бурильного инструмента над до­лотом устанавливать УБТ, диаметр которых обеспечивает тре­буемый эффективный диаметр ствола и жесткость, не меньшую 323

	жесткости обсадной колонны, под которую бурится скважина. Длину наддолотного участка УБТ следует определять по фор­муле (5.32) при задаваемой максимальной интенсивности ис­кривления скважины. Длину остальной части УБТ в компоновке низа бурильного инструмента выбирают исходя из технологических условий, т.е. из обеспечения заданной нагрузки на долото. Такое условие обеспечит проходимость обсадной колонны по стволу скважины и значительно ограничит возможность искривления скважины в процессе бурения. Можно предполагать, что средние значе­ния интенсивности пространственного искривления скважин окажутся намного меньше задаваемых максимальных и удов­летворят существующие в настоящее время требования к допу­стимому искривлению скважины. Но это предположение еще требует промысловой проверки и соответствующей корректи­ровки. Л.Б. Измайловым построены графики зависимости обычно встречающихся соотношений диаметров труб и долот и различ­ных интенсивностей искривления ствола скважины. При пост­роении коэффициент сопротивления / движению колонны в скважине принят равным 0,3. Возможное влияние уступов в стволе не учитывалось (рис. 5.12). Обычно применяемые при бурении скважин комбинации ди­аметров долот и обсадных труб полностью обеспечивают прохо­димость обсадных колонн в ствол скважины, имеющей интен­сивность пространственного искривления до 1°/Ю м. При боль­шем значении интенсивности искривления необходим прове­рочный расчет с учетом относительного отклонения ствола от вертикали в интервале крепления. Представленный график (см. рис. 5.12) позволяет выполнить такие расчеты экспресс-методом. Например, успешный спуск 377-мм обсадной колон­ны в ствол диаметром 445 мм возможен, если интенсивность искривления на участке крепления будет не более 1,5°/10 м, а относительное отклонение ствола при этом будет менее 0,2. Ис­ходя из этих условий должна быть определена допустимость крепления рассматриваемой скважины или предусмотрено ее расширение. В приведенных выше расчетах учитывалась средняя интен­сивность пространственного искривления скважины на участке крепления. Однако использовать для расчетов среднюю интен­сивность искривления можно только в случае, если сумма мест­ных сопротивлений отдельных сильно изогнутых участков ствола не будет равной или больше веса обсадной колонны. При / = 0,3 были вычислены значения imax для различных 324

	d, мм 426
	1,5° 2° 377 2439 269■'^295 320 346 178 168 50 100 150 200
	250 (D-d), мм
	Рис. 5.12. Графики проходимости обсадных колонн при спуске в скважины с различными параметрами искривления: 1,2,3,4 -sinа соответственно равен0,05; 0,1; 0,2 и0,4
	условий. Результаты расчетов показывают, что при спуске да­же очень жесткой 426-мм обсадной колонны в ствол диаметром 490 мм ее остановка за счет сил местного сопротивления сильно изогнутого участка возможна только в случае, если i^^ a а 7,6°/Ю м. При уменьшении диаметра обсадной колонны и увеличении диаметра ствола скважины значения i,^ возраста­ют. Фактические максимальные и средние по интервалам креп­ления значения интенсивности пространственного искривле­ния глубоких скважин, пробуренных на различных месторож­дениях, не превышают 0,5, а максимальные — 3°/Ю м. Обсадные трубы к спуску в скважину подготовляют центра- 325

	лизованно на трубных базах или непосредственно на буровых. Доставленные на скважину обсадные трубы должны иметь за­водские сертификат и маркировку, подтверждающие их соот­ветствие требованиям стандартов. Перевозить обсадные трубы необходимо на специально оборудованных сухопутных, водных или воздушных транспортных средствах с разгрузкой их подъ­емным краном или другими способами, исключающими сбра­сывание труб или перетаскивание их волоком. Все обсадные трубы, предназначенные для крепления скважины, на буровой необходимо подвергнуть внешнему осмотру. На наружной по­верхности труб не должно быть вмятин, раковин, трещин и других повреждений. Кривизна трубы (стрела прогиба), измеряемая на середине трубы, не должна превышать 1/2000 длины трубы. Кривизна концевых участков трубы, равных 1/3 длины трубы, не должна превышать 1,3 мм на 1 м. Конусность резьбы по наружному диаметру ниппельной час­ти трубы и по внутреннему диаметру муфты следует проверять гладкими калибрами. Ширина пластинчатого щупа, применяе­мого для этой цели, должна быть не более 5 мм. Допустимые отклонения (в мм) от номинальных размеров резьбы по конусности (отклонения от разности двух диаметров на длине резьбы 100 мм) не должны превышать следующих значений. Для ниппеля ............ +0,36+0,22 Для муфты .............. +0,22+0,36 Резьбы муфт и труб, а также подготовленные под сварку концы труб должны быть гладкими, без заусенцев и других де­фектов. Соответствие внутреннего диаметра трубы номинальному необходимо проверять с помощью жесткого цилиндрического шаблона: Условный диаметр обсадной ко-
	лонны, мм............................... Длина шаблона, мм.................. Наружный диаметр шаблона, мм	114-219 245-340 407-508 150 300 300 d-3 d-4 d-5
	Обсадные трубы, подлежащие спуску в скважину, должны быть подвергнуты (на трубной базе или непосредственно на буровой) гидравлическому испытанию на внутреннее давление в соответствии с требованиями действующих инструкций. Трубы, которые не выдержали испытаний, следует отбраковы­вать.
	326

	5.2.3. СКОРОСТЬ СПУСКА ОБСАДНЫХ КОЛОНН И СПОСОБЫ ЕЕ РЕГУЛИРОВАНИЯ В процессе спуска колонны без ограничения скорости, осо­бенно при малых кольцевых зазорах, возможны гидроразрыв пород и поглощение бурового раствора, что осложнит допуск колонны и последующее ее цементирование. Поэтому скорости спуска обсадных колонн должны выбираться исходя из кон­кретных геологических условий интервала крепления, состоя­ния ствола скважины и свойств бурового раствора. По А.А. Мовсумову, допустимые скорости v спуска сплош­ных обсадных колонн или колонн-хвостовиков могут быть рас­считаны соответственно из условия либо предупреждения гид­роразрыва горных пород (игр), либо предотвращения смятия труб спускаемой обсадной колонны (итсм). Из двух расчетных значений принимается наименьшее:
	(5<33)
	У _ /, (Рем - кР) -(Щ.к + ЧкУ^й                                                            (5.34) где k — коэффициент безопасности, принимается k = 0,65-5-0,75; ргр — наименьшее значение градиента горного давления для данного интервала крепления; р — плотность промывочной жидкости; I — общая длина спускаемой обсадной колонны или длина колонны-хвостовика и бурильной колонны; lt, l2 —соот­ветственно длина муфт обсадной колонны и труб; т0 - предель­ное напряжение сдвига промывочной жидкости; рсж — наимень­шее сминающее давление труб обсадной колонны; hx - высота колонны, не заполненной буровым раствором; ах, а2, Р - расчет­ные коэффициенты (табл. 5.4). В промысловых условиях скорость спуска обсадных труб ог­раничивается следующим образом. На буровых установках "Уралмаш-4Э" и "Уралмаш-бЭ" тор­можение осуществляется электродвигателями лебедки, рабо­тающими в рекуперативном режиме с отдачей электроэнергии в сеть. В табл. 5.5 приведены данные скорости спуска и допусти­мые нагрузки на крюке. На буровой установке "Уралмаш-ЗД" торможение осуществ­ляется за счет работы двигателя внутреннего сгорания (ДВС) в компрессорном режиме при включенных на КПП обратных скоростях. Скорости спуска, максимальные нагрузки на крюке и другие данные приведены в табл. 5.6. 327

	Таблица 5.4 Значения расчетных коэффициентов
	Диаметр Диаметр скважины обсадной о (долота), мм колонны, мм ai а2 р 269 146 64,7 52 0,0000332 243 146 86,8 65,4 0,000112 214 146 139 91,4 0,00103 190 146 278 136 0,0288 269 168 82,3 66 0,000051 243 168 122 89,6 0,000345 214 168 250 145 0,0111 295 219 129 88 0,00129 269 219 256 133,4 0,0244 295 245 256 133,4 0,0324 346 273 69,4 55,2 0,00012 346 299 96,8 70,3 0,00076 346 324 155,5 96,8 0,00796
	Таблица 5.5 Скорости спуска и максимальная масса на крюке
	при использовании обратного хода станков УЗТМ Число Частота Тип уста- Ско- Оснаст­ка тале- Макси­мальная Ско­рость вклю­ченных враще­ния вала новки рость на КПП вой сис- масса на спуска, электро- электро­двигате- темы крюке, т м/с двигате- лей, лей об/мин "Урал- I 5x6 200 0,26 IN3 1035 маш-4Э" II 5x6 173 0,59 IN3 1040 "Урал- I 5x6 120 0,23 IN3 778 маш-бЭ" II 5x6 90 0,40 IN3 778
	Таблица 5.6 Скорости спуска и максимальная масса на крюке при использовании обратного хода станка "Уралмаш-ЗД"
	Обратная скорость на КПП Оснастка талевой си с-темы Максималь­ная масса на крюке, т Скорость спуска, м/с Число вклю­ченных дизелей I II 5x6 5x6 170 70 0,18 0,37 03 03
	С применением обратного хода лебедки спускают обсадную колонну в зоне возможного поглощения и ниже для снижения гидродинамического давления на пласты. В каждом случае ин­тервал спуска определяют на основании опыта бурения сква­жины, а данные электрометрических замеров вносят в план ра- 328

	бот по спуску колонны. Через каждые 200—300 м спущенные трубы заполняют буровым раствором. Промежуточные промывки ведут с расхаживанием спущенной части колонны на высоту 4—5 м. Спускать колонну следует плавно и без толч­ков. После выхода из-под башмака предыдущей колонны ско­рость спуска обсадной колонны обычно ограничивают до 0,3-0,6 м/с. При высоких значениях плотности промывочной жидкости и ее основных реологических параметров существует опасность невосстановления циркуляции при промежуточных промыв­ках, последующего гидроразрыва пластов и интенсивного по­глощения. В связи с этим представляет интерес определение допустимой глубины Ня спуска колонны труб без промывки в сложных геологических условиях. По Н.А. Сидорову, 2(           46 'l Яд— \ D~d'- —,                                                     (5.35) Р I + 8 ) где ртр - градиент давления разрыва пластов; 0 - статическое напряжение сдвига глинистого раствора; D, d - диаметры скважины и обсадных труб соответственно; А — коэффициент, характеризующий изменение коэффициента сжимаемости гли­нистого раствора в зависимости от давления с учетом изменения температуры, принимается А = 4-10"9; g — ускорение силы тя­жести, со0 — начальное ускорение движения потока бурового раствора. Из анализа зависимости (5.35) следует, что допустимая глу­бина спуска колонны труб без промежуточной промывки уве­личивается с возрастанием градиента давления разрыва плас­тов, зазора между стенками ствола скважины и колонной, уменьшением плотности, статического напряжения сдвига бу­рового раствора, начального ускорения движения потока рас­твора в затрубном пространстве. Необходимо отметить, что значение Нд изменяется в широ­ких пределах при незначительном изменении как статического напряжения сдвига промывочной жидкости, так и начального ускорения движения потока раствора. Например, при спуске 219-мм обсадной колонны в скважину диаметром 269 мм при плотности промывочной жидкости 2,0 г/см8 и увеличении 0 от 230 до 260 мг/см2 Нд уменьшается от 4250 до 1500 м, с увеличением со0 от 063 до 0,4 м/с2 Ня уменьшается от 3375 до 1500 м. 329

	5.2.4. ОБОРУДОВАНИЕ. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ОСНАСТКА ОБСАДНЫХ КОЛОНН Под понятием "технологическая оснастка обсадных ко­лонн" подразумевается определенный набор устройств, кото­рыми оснащают обсадную колонну, чтобы создать условия для повышения качества процессов ее спуска и цементирова­ния в соответствии с принятыми способами крепления сква­жин. Поэтому применение технологической оснастки при креплении скважин обязательно. Изделия технологической оснастки одного наименования имеют несколько конструктивных модификаций, отличаю­щихся друг от друга принципом действия. Число типов и размеров оснастки в зависимости от усло­вий применения и диаметров обсадных колонн образует бо­лее 250 типоразмеров.
	ЦЕМЕНТИРОВОЧНЫЕ ГОЛОВКИ Цементировочные головки относятся к оснастке обсадных колонн и предназначены для создания герметичного соедине­ния обсадной колонны с нагнетательными линиями цементиро­вочных агрегатов. В зависимости от конструктивного исполне­ния они могут применяться при цементировании различными способами. В некоторых объединениях часто используют цементировоч­ные головки собственной конструкции и изготовления. Извест­ны цементировочные головки конструкций: АзНИПИнефти для цементирования колонн-хвостовиков диаметрами 219 и 245 мм и для забойных заливок с применением устройств УКЗ-146; Туймазабурнефти для цементирования обсадных колонн диа­метрами 146 и 219 мм; Киргизнефти для цементирования ко­лонн-хвостовиков с подвеской на цементном камне и с примене­нием двухсекционной разделительной пробки; Укрнефти для цементирования в две ступени с применением заливочной муф­ты эксплуатационной колонны диаметром 146 мм, головка име­ет обводную линию для продавливания разделительных про­бок; Полтавнефтегазразведки для цементирования хвостовиков с подвеской на цементном камне, имеет шаровой элемент; Краснодарнефтегаза с быстродействующим устройством для высвобождения разделительной пробки; Грознефти для цемен­тирования хвостовиков с подвеской на цементном камне и с применением разделительной пробки и шара; Беларусьнефти 330

	для цементирования колонн-хвостовиков через трубки вертлю­га; Туркменнефти для цементирования обсадных колонн с ус­тановкой на головке обратных клапанов, предотвращающих аварийную остановку процесса в случае повреждения или вы­хода из строя нагнетательных линий, подсоединяемых к голо­вке; Ставропольнефтегаза для цементирования обсадной колон­ны с подвеской ее на талевой системе и с расхаживанием; ВНИИБТ для цементирования обсадных колонн с расхажива­нием, головка имеет обводные линии и линию для подачи жид­кости, выталкивающей разделительную пробку; ВНИИКРнеф-ти для цементирования обсадных колонн с расхаживанием на большую высоту и с вращением. В настоящее время серийно выпускаются головки типов ГЦК, ГУЦ по ТУ 39-1021-85 и ГЦУ по ТУ 39-921-84. Высота цементировочных головок обоих типов позволяет размещать их в подъемных штропах талевой системы и при соответствующем оснащении использовать при цементировании с расхаживанием обсадной колоны. Головки цементировочные типа ГУЦ (рис. 5.13, а и табл. 5.7) поставляются с кранами высокого давления. При установке на устье скважины верхние разделительные пробки в эти головки
	Рис. 5.13. Головки цементировочные типов ГУЦ (а) и ГЦК (б)
	331

	Таблица 5.7 Параметры цементировочных головок типа ГУЦ
	Шифр головки Рраб> МПа Диаметр колонны, мм Габаритные размеры, мм Масса, Дли­на Ши­рина Вы­сота кг ГУЦ 140-168x400 ГУЦ 178-194x320 ГУЦ 219-245x320 ГУЦ 273-299x250 ГУЦ-324-340х100 40,0 32,0 32,0 25,0 10,0 140 146 168 178 194 219 245 273 299 324 340 1148 1190 1225 1270 1320 1148 1190 1225 1270 1320 875 935 970 1060 1100 305 325 365 375 410
	Таблица 5.8 Параметры головок типа ГЦУ
	Шифр головки Параметр ГЦУ--\лс\ ЩУ- ЩУ- ГЦУ- ГЦУ- ГЦУ- 146 168 245 273 324 340 Условный параметр, 140- 168 245 273 324 340 мм 146 Максимальное рабочее 40 40 32 25 10 10 давление, МПа Максимальная длина 430 430 515 647 655 665 пробок, устанавливае- мых в головку, мм Внутренний диаметр 130 144 209 245 295 305 головки, мм Число присоедини- 3 3 3 3 3 3 тельных боковых отво- дов Высота головки, мм 865 870 1050 1145 1180 1190 Монтажная база напор- 1100 1150 1205 1220 1285 1285 ных трубопроводов, мм Масса, кг 188 237 337 353 462 446
	закладываются заранее, так что отпадает необходимость раз­борки этой головки после закачивания тампонажного раствора, как это делается в случае применения цементировочных голо­вок типа ГЦК (рис. 5.13, б). Последние изготовляются размерами 377 и 426 мм на давле­ние соответственно 6,4 и 5,0 МПа. При цементировании с при­менением цементировочной головки типа ГЦК после окончания нагнетания тампонажного раствора и промывки линии отвинчи­вают крышку, опускают в корпус головки ниже патрубков це- 332

	Рис. 5.14. Универсальная цементировочная головка типа ГЦУ: 1 - съемник; 2 - крышка; 3 - гайка; 4 - проходной кран; 5 - присоединительные линии; 6 - корпус; 7 фиксатор пробки; 8 - указатель начала движения пробки

	ментировочную пробку, завинчивают крышку и начинают про­давливать тампонажный раствор. Универсальные цементировочные головки типа ГЦУ (рис. 5.14 и табл. 5.8) предназначены для обвязки обсадных колонн на устье скважины, для зарядки нижней разделительной проб­ки в колонну, а также для размещения верхней (продавочной) разделительной пробки при цементировании скважин. Универсальность головок типа ГЦУ заключается в том, что они позволяют цементировать обсадные колонны в подвешен­ном на буровом крюке состоянии с одновременным расхажива-нием их. Кроме того, головки типа ГЦУ имеют сигнализатор начала движения разделительной пробки, более просты в об­служивании, предотвращают наличие остаточных давлений над разделительной пробкой после закачки тампонажного рас­твора в колонну.
	РАЗДЕЛИТЕЛЬНЫЕ ПРОБКИ Разделительные пробки предназначены для предотвраще­ния смешивания тампонажного раствора с буровым раствором и продавочной жидкостью при цементировании, а также для по­лучения сигнала о посадке пробки на стоп-кольцо, свидетельст­вующего об окончании процесса продавливания тампонажного раствора в затрубное пространство скважины. Используется несколько типов пробок, каждый из которых предназначен для выполнения различных функций. Пробки продавочные верхние типа ПП (рис. 5.15) предназ­начены для разделения тампонажного раствора при его продав-ливании в затрубное пространство скважин от продавочной жидкости. Существует модификация пробок, у которых в верх­ней части корпуса на внутренней поверхности нарезана резьба для заглушки. Без заглушки эта пробка может быть использо­вана как секционная. Основные параметры этих пробок приве­дены в табл. 5.9. Пробки разделительные двухсекционные типа СП (рис. 5.16) предназначены для цементирования потайных колонн и секций обсадных колонн, спускаемых частями. В процессе це­ментирования при продавливании тампонажного раствора верхняя секция пробки движется внутри бурильных труб, раз­деляя продавочную жидкость и тампонажный раствор, до тех пор, пока не достигает нижней секции пробки, установленной на штифтах на торце верхней трубы обсадной колонны, затем, перекрыв отверстие в нижней части пробки, под действием воз- 333

	Рис. 5.15. Пробки продавочные верхние типа ПП: а, б — с пригуммиро-ванными и наборными резиновыми манже­тами соответственно; 1 — резиновые манже­ты; 2 — алюминиевый корпус, 3 — дистанци­онная втулка, 4 — стяжная гайка
	Рис. 5.16. Пробки разделительные двухсекционные типа СП: а, б — верхняя секция пробок для бурильных труб; в, г — нижняя секция пробок для обсадных труб; 1 — резиновые манжеты; 2 — корпус; 3 — седло; 4 — срезные калибровочные штифты; 5 — дистанционная втулка
	никающего давления движется вместе с ней до посадки на стоп-кольцо. Пробки типа СП изготавливают по ТУ 39.207-76 для обсад­ных колонн следующих диаметров: 114-140, 146, 168, 178-194, 219-245,273-299, 324-351,377 и 407-426 мм. Пробки разделительные нижние типа ПЦН (рис. 5.17) раз­работаны в б. ВНИИКРнефти на базе пробки ПВЦ. Отличитель­ной особенностью их является наличие сквозного отверстия в сердечнике, в нижней части которого устанавливается мембра­на из жести, закрепленная гайкой. Внутри нее установлен по­движной кольцевой нож с упорным кольцом.
	334

	Таблица 5.9 Параметры пробок типа ПП
	Параметр Шифр пробки ПП-114x146 ПП-146х168 ПП-178х194 ПП-219х245 Диаметр спускаемых 114-146 146-168 178-194 219-245 обсадных труб, мм Уплотняемые диамет- ры (внутренний диа- метр обсадных труб), мм: максимальный 130 154 180 230 минимальный 96 124 154 195 Максимально допусти- 6,0 6,0 6,0 6,0 мый перепад давления, МПа Габаритные размеры, мм: диаметр 136 158 185 236 высота 227 205 225 320 Масса, кг 3,8 5,2 6,6 13,2
	Продолжение табл. 5.9 Параметр Шифр пробки ПП-273х299 ПП-324х351 ПП-377 ПП-407х426 Диаметр спускаемых 273-299 324x351 377 407-426 обсадных труб, мм Уплотняемые диамет- ры (внутренний диа- метр обсадных труб), мм: максимальный 282 331 359 406 минимальный 249 301 353 382 Максимально допусти- 4,5 4,5 3,0 3,0 мый перепад давления, МПа Габаритные размеры, мм: диаметр 285 335 364 410 высота 365 415 560 620 Масса, кг 16,8 25 59 7,5
	Такие пробки используют для разделения буферной жидко­сти или бурового раствора с тампонажным. Нижнюю пробку устанавливают в цементировочной головке ниже верхней проб­ки или в верхней трубе обсадной колонны перед подачей в нее буферной жидкости или тампонажного раствора. При нагнета­нии жидкости пробка движется вниз в обсадной колонне до упо­ра на стоп-кольцо или опорную поверхность обратного клапана типа ЦКОД, после чего, вследствие возрастания давления в ко­лонне, ее корпус с манжетами и мембранной смещается на кольцевой нож, который подрезает мембрану. Под действием 335

	Рис. 5.17. Пробка разделительная нижняя типа ПЦН: 1 — резиновые манжеты с сердеч­ником; 2 — жестяная мембрана; 3 — гайка; 4 — кольцевой нож; 5 — упорное кольцо
	Рис. 5.18. Комплект разделитель­ных пробок типа КРП
	потока жидкости мембрана отгибается, образуя канал, по которому жидкость поступает в затрубное пространство сква­жины. Комплект разделительных пробок типа КРП (рис. 5.18) раз­работан в б. ВНИИКРнефти, применяется для разделения бу­ферной жидкости, тампонажного и бурового растворов и облег­чения герметичной посадки на упругое кольцо клапана типа ЦКОД при цементировании. Комплект состоит из двух частей: нижней пробки (7), устанавливаемой в обсадную колонну, и верхней пробки (77), устанавливаемой в цементировочную голо­вку. Каждая пробка содержит полый, легко разбуриваемый корпус 1, наконечники из алюминиевого сплава 4 и резиновые манжеты 2, 3. Нижняя пробка имеет разрушаемую диафрагму 5. Нижние манжеты 3 пробок имеют канавки с заостренными кромками и служат для очистки стенок обсадной колонны от остатков вытесняемой жидкости. Манжеты 2 снабжены по пе­риферии треугольными вырезами и, кроме разделения жидко- 336

	Таблица 5.10 Параметры пробок типа КРП
	Параметр Шифр пробки КРП-140-146 КРП-168 КРП-178 Условный диаметр, мм 140-146 168 178 Диаметр манжет пробок, мм 143 164 174 Перепад давления, выдержи- 10,0 10,0 10,0 ваемого верхней пробкой и комплектом на упорном кольце, МПа Давление срабатывания диа- 1,2 1,2 1,2 фрагмы при посадке на упорное кольцо, МПа Рабочая температура, °С, не 130 130 130 более Длина пробки, мм, не более 315/335* 350/360 350/360 Масса комплекта, кг, не более 4,55 6,0 6,13 Наименьший допустимый диа- 88 106 111 метр сужения в обсадной ко- лонне, мм, не менее * В числителе приведена длина нижней пробки, в знаменателе — верхней.
	стей, служат также для центрирования пробки по оси обсадной колонны. При остановке нижней пробки на упорном кольце под дейст­вием избыточного давления ее диафрагма разрывается на от­дельные лепестки, открывая таким образом канал для прохож­дения тампонажного раствора. Верхняя пробка при посадке на нижнюю, благодаря наличию уплотняющего элемента, позво­ляет обеспечить герметичность соединения. Конструктивное исполнение пробок предотвращает их всплытие в случае отказа обратного клапана. Основные параметры пробок приведены в табл. 5.10. КЛАПАНЫ ОБРАТНЫЕ Клапаны обратные дроссельные типа ЦКОД (рис. 5.19) предназначены для непрерывного самозаполнения буровым раствором обсадной колонны при спуске ее в скважину, для предотвращения обратного движения тампонажного раствора из заколонного пространства и для упора разделительной це­ментировочной пробки. Шифр ЦКОД обозначает: Ц — цементи­ровочный, К - клапан, О - обратный, Д - дроссельный. Добав­ление в шифре буквы "М" означает модернизацию типоразмера клапана. Клапаны ЦКОД-1 (табл. 5.11) изготовляют по ТУ 39-01-08-
	337

	Рис. 5.19. Клапаны обратные ЦКОД-1 (а) и ЦКОД-2 (б): 1 - корпус; 2 - нажимная гайка; 3 - набор резиновых шайб; 4 - резиновая ди­афрагма; 5 - опорное кольцо; в - шар; 7 - ограничительное кольцо; 8 - рези­нотканевая мембрана; 9 - дроссель; 10 - чугунная втулка; 11 - бетонная или пластмассовая подвеска
	281-77 для обсадных колонн диаметрами 114-194 мм, а ЦКОД-2 (табл. 5.12) по ТУ 39-01-08-282-77 для обсадных ко­лонн диаметрами 219-426 мм. Кроме клапанов типа ЦКОД имеются другие обратные кла­паны: тарельчатые, шаровые, с шарнирной заслонкой и т.д. Об­ратные клапаны устанавливают в башмаке колонны либо на 10-20 м выше него. Клапаны типа ЦКОД спускают в скважину с обсадной ко­лонной без запорного шара, который прокачивают в колонну после ее спуска на заданную глубину. Шар, проходя через раз­рывные шайбы и диафрагму, занимает рабочее положение. При спуске секций обсадных колонн с обратным клапаном типа ЦКОД на бурильных трубах, внутренний диаметр которых меньше диаметра шара, последний сбрасывают в колонну перед 338

	Таблица 5.11 Параметры обратных клапанов ЦКОД-1
	Шифр клапана ЦКОД-114-1; ЦКОД-127-1; ЦКОД-140-1; ЦКОД-146-1; Параметр ЦКОД-114-1- ЦКОД-127-1- ЦКОД-140-1- ЦКОД-146-1- ОТТМ; ЦКОД- ОТТМ; ЦКОД- ОТТМ; ЦКОД- ОТТМ; ЦКОД- 114-1-ОТТГ 127-1-ОТТГ 140-1-ОТТГ 146-1-ОТТГ Условный диа- 114 127 140 146 метр клапана, мм Диаметр шара, 45 45 76 76 мм Диаметр отвер- 10 Регулируем 14 14 стия в дросселе, 4-14 мм Наружный диа- 133 146 159 166 метр клапана, мм Длина клапана, 288/355 330/365 344/370 344/370 мм Масса клапана, 11/12,3 14/14,9 16,7/17,8 19,4/20,9 кг
	Продолжение табл. 5.11
	Шифр клапана ЦКОД-168-1; ЦКОД-178-1; ЦКОД-194-1; Параметр ЦКОД-168-1- ЦКОД-178-1- ЦКОД-194-1- ОТТМ; ЦКОД- ОТТМ; ЦКОД- ОТТМ; ЦКОД- 168-1-ОТТГ 178-1-ОТТГ 194-1-ОТТГ Условный диа- 168 178 194 метр клапана, мм Диаметр шара, 76 76 76 мм Диаметр отвер- 14 20 20 стия в дросселе, мм Наружный диа- 188 198 216 метр клапана, мм Длина клапана, 344/370 325/368 318/330 мм* Масса клапана, 24,4/25,8 29,5/30,7 32/33,7 кг*
	Примечания. 1. Для всех типоразмеров максимальное рабочее давле­ние 15 МПа, максимально допустимая температура 200 °С. 2. В знаменателе приведены значения параметров клапанов с резьбой ОТТГ.
	соединением бурильных труб с секцией. В этом случае после­дующее самозаполнение колонны с жидкостью исключается. Верхняя часть клапана внутри имеет опорную торцовую по­верхность, которая выполняет функцию стоп-кольца для оста­новки разделительной цементировочной пробки. В этом случае установки упорных колец не требуется. 339

	Таблица 5.12 Параметры обратных клапанов ЦКОД-2
	Шифр клапана ЦКОД- ЦКОД- ЦКОД- 219-2; 245-2; 273-2; цкод- цкод- Параметр ЦКОД- ЦКОД- ЦКОД- 292-2; 324-2; 219-2- 245-2- 273-2- ЦКОД- ЦКОД- ОТТМ; ОТТМ; ОТТМ; 292-2- 324-2- ЦКОД- ЦКОД- ЦКОД- ОТТМ ОТТМ 219-2- 245-2- 273-2- ОТТГ ОТТГ ОТТГ Условный диа- 219 245 273 292 324 метр клапана, мм Максимальное 10 10 7,5 7,5 7,5 рабочее давле- ние, МПа Наружный диа- 245 270 299 324 351 метр клапана, мм Длина клапана, 318/350 365/420 340/387 345 350 мм Масса клапана, 39/41,5 57,2/58,6 58,6/60 66,3 76,5 кг
	Продолжение табл. 5.12
	Параметр Шифр клапана цкод- 340-2; ЦКОД-340-2-ОТТМ ЦКОД-351-2 ЦКОД-377-2 цкод- 407-2 цкод- 426-2 Условный диа­метр клапана, мм Максимальное рабочее давле­ние, МПа Наружный диа­метр клапана, мм Длина клапана, мм Масса клапана, кг 340 7,5 365 350 82 351 5,0 376 365 86,4 371 5,0 402 370 96 407 5,0 432 374 105 426 5,0 451 380 115
	Примечани е. В знаменателе приведены значения параметров клап а-нов с резьбой ОТТГ.
	В шифрах обратных клапанов встречается аббревиатура ОТТМ, что означает, что применена трапецеидальная резьба, а ОТТГ — высокогерметичное соединение; в клапанах без таких обозначений используется треугольная резьба. Клапаны для обсадных колонн диаметрами 219-426 мм рас­считаны на использование при температурах, не превышающих 130 °С, но по технически обоснованному требованию потребите- 340

	ля могут быть изготовлены (до диаметра 340 мм включительно) на максимально допустимую температура 200 °С. Диаметр шара этих клапанов 76 мм, минимальный диаметр проходного сече­ния в диафрагме 60 мм, диаметр отверстия в дросселе 20 мм, максимальный расход жидкости через клапаны 60 л/с. БАШМАКИ КОЛОННЫЕ Башмаки колонные типа БКМ (рис. 5.20, а и табл. 5.13) по ОСТ 39-011-87 предназначены для оборудования низа обсад­ных колонн из труб диаметрами 114—508 мм с целью направле­ния их по стволу скважины и защиты от повреждений при спу­ске в процессе крепления нефтяных и газовых скважин с тем­пературой на забое до 250 °С. Эти башмаки состоят из корпуса с неразъемной насадкой, которая формируется в нем из смеси тампонажного цемента и песка в соотношении 3:1. В корпусе башмака выполнены отверстия с пазами, которые образуют до­полнительные каналы циркуляции бурового раствора. Верхняя часть корпуса снабжена резьбой, при помощи которой башмак соединяется с нижней обсадной трубой. Резьба может быть тре­угольной, трапецеидальной (ОТТМ) и высокогерметичной (ОТТГ).
		—1
	Рис. 5.20. Башмаки колонные: а — типа БКМ: 1 — корпус; 2 — заглушк а; 3 — направляющая насадка; б — типа БП с чугунной направляющей насадкой; в — направляющая насадка; г —типа Б
	341

	Таблиц а 5.13 Параметры башмаков типа БКМ
	Условный диаметр обсадной трубы, мм Диаметр башма­ка, мм Высота башма­ка, мм Диаметр централь­ного от­верстия, Диаметр отвер­стия ка­налов, мм Число отвер­стий ка- Масса, кг, не более мм налов 114 133 274 50 12 4 12 127 146 274 60 12 4 13 140 159 296 70 15 6 15 146 166 298 70 15 6 16 168 188 303 80 15 6 20 178 198 330 90 20 6 23 194 216 350 100 20 6 30 219 245 360 110 20 6 38 245 270 378 120 20 8 42 273 290 382 130 20 8 44 299 324 385 150 20 8 46 324 351 390 160 20 8 50 340 365 395 170 20 8 53 351 376 405 180 20 8 58 377 402 405 190 20 8 65 406 432 410 200 20 8 70 426 451 425 220 20 10 78 4 73 508 425 250 20 10 85 508 533 425 280 20 10 98
	Для обсадных колонн диаметром 351 мм и более иногда ис­пользуют башмаки с фаской без металлических направляющих насадок, позволяющие исключить разбуривание металла на за­бое. В случае, когда ствол скважины крепят гладкими безмуфто­выми трубами и межколонные зазоры невелики, направляю­щие насадки крепят к нижней трубе колонны. При спуске потайных колонн или секций обсадных колонн с проработкой ствола иногда, если это необходимо, направляю­щие насадки выполняют в виде породоразрушающего наконеч­ника. Находят также применение башмаки типа БП (рис. 5.20, б) с навинчиваемой направляющей чугунной насадкой и типа Б (рис. 5.20, г).
	ЦЕНТРАТОРЫ Центраторы предназначены для обеспечения концентрично­го размещения обсадной колонны в скважине с целью достиже­ния качественного разобщения пластов при цементировании. Кроме того, центраторы способствуют облегчению спуска об­садной колонны за счет снижения сил трения между обсадной 342

	Рис. 5.21. Центратор: 1 — петлевые проушины; 2 — гвозди; 3 — спи­ральные клинья; 4 — ограничительные кольца; 5 — пружинные планки; 6 — пазы сегментов
	колонной и стенками скважины, уве­личению степени вытеснения бурово­го раствора тампонажем за счет неко­торой турбулизации потоков в зоне их установки, облегчению работ по под­веске потайных колонн и стыковке секций за счет центрирования их верхних концов. Конструктивно цент­раторы выполняют неразъемными и разъемными, причем предпочтение отдается последним. Обычно центра­торы располагают в средней части каждой обсадной трубы. В разработке центраторов при­нимали участие ВНИИБТ и б. ВНИИКРнефть. Существуют конструкции центраторов нескольких типов: ФП, ЦПР, ЦЦ, ЦЦ-1 и ЦЦ-2. Центраторы типа ЦЦ являются модификацией центраторов типа ЦПР. Центраторы ЦЦ-2 благодаря конструктивным осо­бенностям могут применяться и в наклонно направленных скважинах за счет возможности изменения высоты ограничи­теля прогиба пружинных планок. Наибольшее распространение получили центраторы ЦЦ-1 (рис. 5.21 и табл. 5.14). Они выпускаются серийно по ТУ 39-01-08-283-77. Таб л иц а 5.14 Параметры центраторов ЦЦ-1
	Шифр центратора Максимальная радиальная нагрузка, Н Число планок Масса, кг, не более ЦЦ-1 40/191-216-1 ЦЦ-1 46/191-216-1 ЦЦ-1 46/222-251-1 ЦЦ-1 68/216-245-1 ЦЦ-1 68/251-270-1 ЦЦ-2 19/270-1 ЦЦ-2 45/295-320-1 7 850 7 850 7 850 7 850 7 850 10 456 10 450 6 6 6 6 6 8 8 9 9,5 9.5 10,5 10,5 14 15,0
	Примечание.В шифре центратора ЦЦ-1 число перед косой означает диаметр обсадной колонны (в мм), для которой он предназначен; после косой дан интервал диаметров (в мм) скважины, в которую спускают колонну.
	343

	СКРЕБКИ Скребки предназначены для разрушения глинистой корки на стенках скважины, что улучшает сцепление тампонажного цемента с породой. Этот эффект проявляется при цементирова­нии скважин с расхаживанием. Скребок корончатый типа С К (рис. 5.22) — разъемный и состоит из корпуса 2, половинки ко­торого соединяются с помощью штыря 3. Рабочие элементы скребков 1 выполнены из пучков стальной пружинной проволо­ки и прикреплены к корпусу накладками. Скребок комплекту­ется стопорным кольцом с фиксирующимся на трубе спираль­ным клином. Скребок устанавливается таким образом, чтобы рабочие эле­менты с согнутыми вовнутрь концами были направлены вверх, обеспечивая их минимальный износ при спуске колонны. При движении обсадной колонны вверх рабочие элементы отгибают­ся и разрушают глинистую корку на стенке скважины. Скребки устанавливают выше или ниже центратора.
		Рис. 5.22. Скребок разъемный типа СК
	346

	ТУРБУЛИЗАТОРЫ Турбулизаторы типа ЦТ предназначены для завихрения восходящего потока тампонажного раствора в затрубном прост­ранстве скважины при цементировании. Как правило, их раз­мещают против зон расширения ствола скважины на расстоя­нии не более 3 м друг от друга. Таб л иц а 5.15 Параметры турбулизаторов типа ЦТ
	Шифр турбули- Наружный диаметр, Внутренний Длина ло- Масса, кг, затора мм диаметр, мм пасти, мм не более ЦТ-1 14/151 170 116 95 2,0 ЦТ-1 27/165 186 129 105 2,5 ЦТ-1 40/191 210 142 115 3,0 ЦТ-1 40/216 236 142 115 3,0 ЦТ-1 40/212-216 210 142 115 3,0 ЦТ-1 46/212-216 210 148 120 3,5 ЦТ-1 46/216 236 148 120 3,5 ЦТ-1 68/212-216 210 171 135 4,5 ЦТ-1 68/216 236 171 135 4,5 ЦТ-1 78/245 266 181 145 5,0 ЦТ-1 94/245 266 197 160 6,0 ЦТ-2 19/270 290 222 180 8,0 ЦТ-2 45/295 293 248 200 8,5
	Примечание. Для всех типоразмеров число лопастей — 8, макси­мальная нагрузка на корпус турбулизатора - 7,85 кН.
	Турбулизатор (рис. 5.23 и табл. 5.15) состоит из неразъемного корпуса 1 и лопастей 2. Лопасти устанавливаются в пазы, прорезанные в корпусе под уг­лом 35°, и крепятся к корпусу метал­лическими накладками с помощью то­чечной сварки. Лопасти могут быть металлическими или резинокордными. На обсадной трубе турбулизатор крепят с помощью спирального клина 3, заби­ваемого в кольцевую канавку и отвер­стие, выполненные в утолщенной части корпуса. Разработчик турбулизаторов б. ВНИИКРнефть. Они изготавливаются
	Рис. 5.23. Турбулизатор типа ЦТ
	347

	МУФТЫ СТУПЕНЧАТОГО ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ При креплении скважин в ряде случаев возникает необходи­мость подъема тампонажного раствора за обсадными колоннами на значительную высоту (до 3000 м и более). Обеспечить ус­пешность и высокое качество проведения операций при подъеме тампонажного раствора на такую высоту за один прием цемен­тирования не всегда возможно. Применяемое в этих случаях цементирование обсадных колонн с подъемом тампонажного раствора на большую высоту в два приема осуществляется с по­мощью муфт ступенчатого цементирования. Муфты ступенчатого цементирования в стволе скважин ре­комендуется устанавливать в интервалах устойчивых непрони­цаемых пород и на участках, где отсутствуют уширения, ка­верны или желоба. Муфты ступенчатого цементирования МСЦ-1, разработан­ные в б. ВНИИКРнефти, предназначены для оснащения обсад­ных колонн диаметрами от 140 до 245 мм и проведения процес­са цементирования скважин в две ступени как с разрывом во времени, так и без него (рис. 5.24). Муфты ступенчатого цемен­тирования МСЦ-2 используют для оснащения обсадных колонн диаметрами от 273 до 340 мм (рис. 5.25). Ряд условных диаметров муфт соответствует ряду обсадных труб (ГОСТ 632-80) диаметрами от 140 до 245 мм. Максималь­ная допустимая рабочая температура не более 100 °С. Избыточ­ное давление, необходимое для срабатывания затворов цемен­тировочных отверстий муфт, составляет 4-8 МПа. Конструктивно муфта представляет собой полый цилиндри­ческий корпус с присоединительными резьбами на концах и смонтированную на его внешней поверхности обойму, образу­ющую на части длины кольцевую полость, в которой размещена с возможностью осевого перемещения заслонка. Внутри корпу­са расположены нижняя и верхняя втулки, также имеющие возможность осевого перемещения. В корпусе и обойме выпол­нены несколько соосно расположенных циркуляционных боко­вых отверстий. В корпусе муфты МСЦ-2 предусмотрены также сквозные пазы, в которых размещены сухари, жестко соеди­няющие заслонку с верхней втулкой. В исходном положении заслонка и втулки зафиксированы на корпусе с помощью срез­ных винтов, причем заслонка и верхняя втулка находятся выше циркуляционных отверстий, и нижняя втулка герметично пе­рекрывает циркуляционные отверстия в корпусе. Эластичные уплотнительные манжеты продавочной и запор­ной пробок при движении внутри обсадной колонны плотно 348

	Рис. 5.24. Муфта ступенчатого цементирования МСЦ-1: а, б, в — различные положения втулки; 1 — корпус; 2 — обойма; 3,6 — верхняя и нижняя втулки; 4 — срезные винты; 5 — заслонка; 7— циркуляционное отвер­стие; 8 - упорное кольцо; 9,10,11 - пробки продавочная, падающая и запорная соответственно

	Рис. 5.25. Муфта ступенчатого цементирования МСЦ-2: а, б, в — различные положения втулки; 1 — корпус; 2 — срезные винты; 3 — сто­порное кольцо; 4 — заслонка; 5 — сухарь; 6,7 — верхняя и нижняя втулки; 8,9 — наружное и внутреннее упорные кольца; 10,11,12 — пробки продавочная, па­дающая и запорная соответственно
	прижимаются к ее стенкам и надежно отделяют тампонажныи раствор от продавочной жидкости. Продавочная пробка имеет конусный наконечник с уплотне­нием для плотной посадки на упорное стоп-кольцо, а запорная пробка - в нижней части конусный поясок с уплотнением для плотной посадки на седло верхней втулки. Обтекаемая форма падающей пробки и наличие ребер-стабилизаторов ускоряют ее погружение в столбе промывочной жидкости в колонне. В нижней части падающей пробки выпол­нен конусный поясок с уплотнением для посадки на седло ниж­ней втулки. Присоединительные резьбы муфты выполняют в соответст- 350

	вии с ГОСТ 632-80 на обсадные трубы и до начала использова­ния муфты защищают от загрязнения и повреждения предо­хранительными пробками и колпачками.
	УСТРОЙСТВА ДЛЯ КРЕПЛЕНИЯ СКВАЖИН ХВОСТОВИКАМИ И СЕКЦИЯМИ ОБСАДНЫХ КОЛОНН Разъединители. Хвостовики и секции обсадных колонн спус­кают в скважины на бурильных трубах, которые соединяют с обсадными с помощью различных устройств, носящих общее название разъединителя. Они предназначены для обеспечения безопасного спуска и цементирования хвостовиков, для секций обсадных колонн и последующего отсоединения от них буриль­ных труб. При разгрузке хвостовиков или секций обсадных колонн на забой скважины или друг на друга происходит изгиб колонны с различной интенсивностью. Размер изгиба зависит от веса ко­лонны, диаметра обсадных труб и радиального размера ствола скважины. Для предотвращения изгиба хвостовики или секции обсад­ных колонн подвешивают в стволе скважины с помощью под­весных устройств. При креплении скважин секциями обсадной колонны для глубинного соединения (стыковки) секций между собой используют соединители. С целью герметизации верхней части зацементированных хвостовиков или секций обсадной ко­лонны применяют герметизирующие устройства, перекрыва­ющие кольцевое заколонное пространство. Все перечисленные средства оснащают необходимыми при­надлежностями и составляют комплексы устройства для креп­ления скважин хвостовиками и секциями обсадных колонн. Эти комплексы имеют ряд модификаций, отличающихся друг от друга как принципом, так и конструктивными особенностями. Разъединитель состоит из двух основных частей: неподвиж­ной муфты, которая крепится к обсадным трубам, и подвижно­го ниппеля, соединенного с бурильными трубами, из которых в скважину спускают хвостовик или секцию обсадной колонны. Все разъединители, основной несущей рабочий элемент ко­торых - левая резьба, носят общее название резьбовые разъеди­нители. Разъединители, у которых муфтовая и ниппельная части взаимодействуют друг с другом без помощи резьбы, объедине­ны в группу безрезьбовых. Действие резьбовых разъединителей заключается в отвин- 351

	Рис. 5.26. Резьбовой разъединитель: 1,9 — верхняя и нижняя части секционной разъедини­тельной пробки; 2 — переводник; 3 — ниппель с левой резьбой; 4 — уплотнительная манжета; 5 — раструб; 6 - муфта с левой резьбой; 7 - несущая труба; 8 -пакерующий узел; 10 — обсадные трубы хвостовика
	чивании бурильных труб от обсадных в скважине вращением бурильной колонны вправо. Действие безрезьбовых разъедини­телей для разъединения пары муфта - нип­пель не связано с вращением бурильной ко­лонны. Резьбовой разъединитель (рис. 5.26) ос­нащен принадлежностями, которые состоят из внутреннего пакерующего узла и секци­онной разделительной пробки. Пакерующий узел предназначен для обеспечения циркуляции жидкости через башмак хвостовика (или секции) после отсо­единения обсадных труб от бурильных в разъединителе. Наличие пакерующего узла позволяет предварительно отсоединять бу­рильные трубы от обсадных и затем цемен­тировать хвостовики или секцию обсадной колонны. Нижнюю часть секционной пробки под­вешивают на срезных калиброванных штифтах на конце патрубка, ввинчиваемого в ниппель разъединителя, а верхнюю - по­мещают в цементировочную головку и при цементировании продвигают по бурильным трубам. При ее посадке в седло подвесной пробки возникает из­быточное давление, штифты срезаются, и освободившаяся пробка вместе с верхней частью движется по обсадной колонне, разобщая тампонажный раствор и продавочную жидкость. Резьбовые разъединители рекомендуется применять для спуска хвостовиков или секций обсадных колонн, общая масса которых составляет не менее 5 т, а также в случаях, когда при креплении скважины не требуется вращать обсадную колонну. При проверке разъединителя в процессе контрольного свин­чивания вручную на поверхности следует подсчитать число пол­ных оборотов и убедиться, что все витки левой резьбы входят в зацепление, а развинчивание осуществляется без затруднений. В случае спуска хвостовиков или секций обсадной колонны 352

	массой более 100 т левую резьбу рекомендуется испытать при­ложением к разъединителю растягивающей нагрузки, превы­шающей массу спускаемых обсадных колонн на 200-300 кН. Выдержка под нагрузкой должна быть не менее 30 мин, после чего проверяют характер соединения и состояние левой резьбы. В случае затруднений при отвинчивании ниппельной части разъединитель бракуют. Для улучшения качества стальных заготовок, из которых изготовляют детали разъединителя, их подвергают термообра­ботке, после которой они должны приобрести физико-меха­нические свойства, указанные ниже. Марки стали...........................................      4 5               45Х            40ХН Предел текучести, МПа............................      450              580             750 Временное сопротивление разрыву, МПа ....      700              780             900 Относительное удлинение, % ....................      14               14              10 Относительное сужение, %.......................      50                50              45 Ударная вязкость, 10 3Дж/м.....................      5                 8                 7 Твердость по Бринеллю, НВ ......................      217-285 255-321 285-341 Левое резьбовое соединение разъединителя при полном свин­чивании часто оказывается негерметичным и пропускает жид­кость даже при небольших перепадах давления. В связи с этим для обеспечения герметичности соединения над резьбовой час­тью ниппеля устанавливают резиновую самоуплотняющуюся манжету. В собранном виде разъединитель испытывают на гер­метичность опрессовкой на полуторакратное ожидаемое рабочее давление. Для смазки левой резьбы разъединителя необходимо приме­нять только тугоплавкие уплотнительные смазывающие соста­вы типа Р-113, а резиновые самоуплотняющиеся манжеты и пакерующие элементы изготовлять из нефтетермостойкой ре­зины, имеющей следующие физико-механические свойства. Условный номер резины Грозненского РМЗ.......................................... 254 Сопротивление разрыву, МПа: минимальное............................................ 20 максимальное .......................................... 23 Относительное удлинение, %: минимальное............................................ 400 максимальное .......................................... 500 Остаточное удлинение, %: минимальное............................................ 8 максимальное .......................................... 12 Набухание в смеси (бензин и бензол) за 24 ч при20 °С, %.................................................. 10 Твердость по Шору: минимальная ........................................... 68 максимальная.......................................... 70 Пластичность: минимальная ........................................... 0,3 максимальная.......................................... 0,4 353

	Кольцевое пространство между ниппелем и муфтой выше ле­вой резьбы заполняют тугоплавкой смазкой. Левое резьбовое соединение после свинчивания вручную окончательно закреп­ляют цепным ключом с вращающим моментом примерно 500 Н-м. Крепление левой резьбы машинными ключами не ре­комендуется. На практике также применяют резьбовые разъединители, дополнительно снабженные шлицевой парой, которые, нахо­дясь в зацеплении, позволяют вращать хвостовик или секцию обсадной колонны, поскольку воспринимают полностью усилие вращающего момента и исключают передачу его на левое резь­бовое соединение. Верхняя часть шлицевой пары жестко связа­на с ниппелем разъединителя, а нижняя - подвижно связана в осевом направлении с муфтой разъединителя и зафиксирована в ней срезными калиброванными штифтами. Для вывода из зацепления шлицевой пары в бурильные трубы сбрасывают ме­таллический шар, который свободно про­ходит в жидкости по трубам и перекрывает отверстие в нижней шлицевой втулке. Под действием внутреннего избыточного дав­ления калиброванные штифты срезаются, и шлицевая втулка перемещается вниз, выходя из зацепления с верхней втулкой. При разомкнутой шлицевой паре вра­щение бурильных труб вправо приведет к отсоединению их от обсадных труб в левой резьбе разъединителя. К безрезьбовым разъединителям отно­сятся кулачковые, замковые и штифтовые. Кулачковый разъединитель (рис. 5.27) состоит почти из таких же основных дета­лей, как и резьбовой. Муфта и ниппель разъединителя связаны друг с другом при помощи двух или трех кулачков, находя­щихся на ниппельной части, которые вво­дятся в соответствующие L-образные пазы муфты и в рабочем положении фиксируют­ся штифтами. Конструкция кулачкового
	Рис. 5.27. Кулачковый разъединитель: 1 — ниппель с кулачками; 2 — муфта с пазами; 3 — штифты; 4 — обсадные трубы спускаемого хвостови­ка; 5 - несущая труба; 6 - пакерующий узел; 7 -нижняя часть секционной разделительной пробки
	354

	разъединительного устройства исключает возможность отсое­динения бурильных труб от обсадных при вращении в скважи­не. Указанные устройства рекомендуется применять в скважи­нах, крепление которых производят с проработкой осложнен­ного ствола в процессе спуска хвостовика или секции. В состав кулачкового разъединителя обязательно входит па-керующий узел, который представляет собой набор самоуплот­няющихся резиновых манжет из износоустойчивой нефтетер-мостойкой резины. Пакерующий узел устанавливают на несу­щей трубе, ввинчиваемой снизу во внутреннюю часть разъеди­нителя. Пакерующий узел герметизирует разъемные части кулач­кового разъединителя до тех пор, пока резиновые элементы на­ходятся внутри верхней трубы хвостовика или секции обсадной колонны. Поэтому его устанавливают, как правило, не под са­мым кулачковым ниппелем разъединителя, а на расстоянии 8-10 мот него. Кулачковый разъединитель собирают следующим образом. На верхнюю обсадную трубу, внутренняя поверхность которой предварительно очищается от окалины, грязи, пыли и смазы­вается, навинчивают муфту разъединителя. В муфту вставляют ниппельную часть в закрепленной на ней несущей трубой, ко­торая оснащена пакерующим узлом и подвесной секционной пробкой. Кулачки ниппеля совмещают со сквозными пазами муфты, а затем подачей ниппеля вниз вводят их до упора. Далее ниппель с введенными кулачками поворачивают вправо по радиальным пазам муфты на угол 90° и заряжают подачей кулачков вверх по ее глухим осевым пазам. В заряженном рабочем положении муфту и ниппель кулач­кового разъединителя фиксируют срезными калиброванными штифтами, которые рассчитывают на срез усилием от 30 до 150 кН в зависимости от веса колонны труб и осевой нагрузки при возможной проработке ствола в процессе спуска хвостовика. Чтобы разомкнуть разъединитель, его ниппельную часть опускают до среза штифтов и смещения кулачков по глухим пазам до упора. Затем ниппель поворачивают влево на угол 90° также до упора и по сквозным пазам движением нип­пельной части вверх выводят кулачки из муфты разъедините­ля. При этом контролируют, чтобы расстояние перемещения кулачков вверх не превышало длины несущего патрубка с уп­лотнителями . На кулачки действуют осевые срезающие и сминающие на- 355

	грузки от бурильных и обсадных труб. Они также воспринима­ют усилия крутящего момента при вращении труб, когда спуск хвостовика или секции обсадной колонны сопровождается про­работкой ствола. Кулачки должны выдерживать все воспринимаемые ими на­грузки и не подвергаться деформации, повреждениям или из­лому. Прочность кулачкового разъединителя увеличивают, изме­няя число кулачков или используя материал повышенной прочности, из которого изготовляют разъединитель. Разъединитель в собранном виде испытывают на герметич­ность опрессовкой на полуторакратное ожидаемое рабочее дав­ление и проверяют на взаимодействие кулачкового ниппеля с муфтой. Основные преимущества кулачковых разъединителей - воз­можность вращать колонну бурильных труб в процессе крепления скважин, предварительно отсоединять бурильные трубы от обсадных перед цементирова­нием, а также использовать раздели­тельные пробки при цементировании хвостовиков и секций обсадных колонн. Недостатки кулачковых разъединителей - сложность конструкции и необходи­мость разгрузки хвостовика или секции обсадной колонны для отсоединения от них бурильных труб. В замковых разъединителях (рис. 5.28) основные части устройства - муфта и ниппель - соединяются между собой запирающимся изнутри замком, кото­рый имеет шарообразную или иную фор­му. Замковые разъединители в отличие от кулачковых позволяют проводить все операции при спуске хвостовика: расха-живание с любой нагрузкой, вращение, промывку, а также цементировать обсад­ные трубы и отсоединять от них буриль-
	Рис. 5.28. Замковый разъединитель: 1 — муфта; 2 — ниппель; 3 — запорная втулка; 4 — замок; 5 — уплотнения; 6 — срезной штифт; 7 — об­ратный клапан
	356

	ные без разгрузки хвостовика или секций обсадных колонн. Замковый разъединитель практически является неразъемным при любых действующих на него внешних механических на­грузках. Он работает следующим образом. После окончания цементи­рования обсадной колонны в бурильные трубы сбрасывают ме­таллический шар, который, погружаясь в буровом растворе, достигает седла втулки. Далее в трубах создают избыточное давление, усилием которого штифты срезаются, втулка пере­мещается в нижнее положение до упора и размыкает замковое соединение. При последующей подаче бурильных труб вниз замки со скошенными концами падают внутрь разъединителя и отсоеди­няют бурильные трубы от обсадных. Затем бурильные трубы поднимают из скважины вместе с ниппельной частью разъеди­нителя и находящимися внутри нее втулкой, шаром и замками. Замковые разъединители позволяют спускать хвостовик или секцию обсадной колонны неограниченной массы в ствол сква­жины любой конфигурации с наличием осложнений, отсоеди­нять бурильные трубы от обсадных без их разгрузки и расха­живать колонну труб, прикладывая усилия, ограниченные только прочностью труб. Основной недостаток замковых разъединителей заключается в том, что при их использовании нельзя отсоединять бурильные трубы от обсадных и затем цементировать хвостовик с примене­нием цементировочных пробок и получением сигнала "стоп". Штифтовые разъединители используют в основном при креплении скважин хвостовиками и секциями обсадных колонн незначительной длины и массой 5 т, а также при спуске в сква­жину нецементируемых забойных фильтров при малых кольце­вых зазорах. Бурильные трубы соединяют с обсадными при помощи срез­ных штифтов, которые также являются несущими элементами разъединителя и должны срезаться только при нагрузке, пре­вышающей массу обсадной колонны. Без пакерующего узла штифтовые разъединители не приме­няют. Необходимый диаметр срезаемых штифтов разъедините­ля
	dIn = A/l,7qkL/(zmaBp); где q - вес 1 м обсадной группы в воздухе; k = 1,5 - коэффици­ент запаса прочности; L - длина хвостовика или секции обсад­ной колонны; zm = 2-е-З - число штифтов; авр - предел прочности материала, из которого изготовляют штифты. 357

	Изготовленные штифты с расчетным диаметром dm, как пра­вило, проверяют на срез опытным путем при помощи пресса. Очевидно, что усилие среза должно быть больше веса хвостови­ка или секции обсадной колонны. Для комплектования разъединителя штифтами из одного и того же материала изготовляют два комплекта одинаковых штифтов: один - контрольный, который используют при испы­тании штифтов на срез, а другой - рабочий (устанавливаемый в разъединителе). Штифтовые разъединители также подвергают испытанию на герметичность избыточным давлением, в 1,5 раза превышаю­щим ожидаемое рабочее давление. Как правило, хвостовики и секции обсадных колонн цемен­тируют после предварительного среза штифтов разъединителя. Бурильные трубы отсоединяют от обсадных после проверки надежности подвески плавной разгрузкой колонны до "собст­венного веса" бурильных труб следующим образом. 1. При использовании резьбовых соединений размыкают ро­тор и бурильную колонну - толчками проворачиивают вправо с подсчетом числа оборотов. При этом поддерживают постоянную нагрузку на крюке и проверяют характер отсоединения по зна­чению холостого хода обратного вращения ротора. Затем трубы приподнимают до полного выхода ведущей трубы из ротора, отсоединяют ее от колонны и готовятся к цементировочным ра­ботам. 2.  При использовании кулачковых разъединителей после окончания спуска хвостовика или секции обсадной колонны на заданную глубину и подвески обсадных труб на клиньях или на упоре нагрузку на крюке снижают до значения "собственного веса" бурильных труб подачей их вниз до момента среза штиф­тов в разъединителе. В этом положении, когда нагрузка на крюке соответствует только весу бурильной колонны, трубы поворачивают вправо на значение свободного хода радиального смещения кулачков и подачей труб вверх выводят их из зацепления по сквозным па­зам муфты разъединителя. Затем бурильную колонну поднимают до полного выхода ве­дущей трубы из ротора, отсоединяют ее от колонны и готовятся к цементированию хвостовика. В случае, когда обсадные трубы подвешиваются на цементном камне, бурильные трубы отсое­диняют от них после цементирования и ОЗЦ аналогично отсое­динению после подвески на клиньях или на упоре до цементи­ровочных работ. 3.  При использовании замковых разъединителей их размы- 358

	кают при помощи шара или резиновой пробки, продвигаемых по бурильным трубам с дневной поверхности циркулирующей жидкостью. Бурильные трубы отсоединяют от обсадных только после цементирования хвостовика или секции обсадной колон­ны с подвеской их на цементном камне следующим образом. По окончании времени ОЗЦ или промывки скважины через боко­вые промывочные отверстия подвесного узла в бурильную ко­лонну сбрасывают металлический шар. Шар тонет и достигает седла запорной втулки, которая запирает шаровой или иной формы замок. При создании избыточного давления втулка срезает штифты и опускается ниже замка. Далее при подаче бурильной колонны вниз замковые элементы входят внутрь трубы и полностью раз­мыкают систему обсадные трубы - бурильная колонна. После этого бурильные трубы поднимают из скважины. 4. При использовании штифтовых разъединителей буриль­ные трубы отсоединяют от обсадных до цементирования после подвески обсадной колонны или упора. Эту операцию осуществ­ляют путем разгрузки колонны до момента среза штифтов разъединителя. Затем бурильные трубы приподнимают до пол­ного выхода ведущей трубы из скважины. В таком положении нижняя часть бурильной колонны с па-кером должна находиться внутри обсадной трубы и обеспечи­вать герметичность разъединительной системы обсадные трубы - бурильная колонна. Без пакерующего узла указанные разъединители использовать нельзя. Подвесные устройства. Существуют три принципиально от­личающихся друг от друга способа глубинной подвески хвосто­виков и секций обсадных колонн при креплении скважин: на цементном камне, клиньях и опорной поверхности. Хвостовики и секции обсадных колонн подвешивают на це­ментном камне как в обсаженном, так и в необсаженном стволе скважины непосредственно в процессе их цементирования. Принцип этого способа подвески заключается в подъеме там-понажного раствора на всю длину обсадной колонны, удержи­ваемой на весу бурильными трубами, в удалении тампонажного раствора, поднятого над хвостовиком, и в отсоединении буриль­ных труб от обсадных только после образования за обсадными трубами цементного камня. Обсадные трубы остаются зацемен­тированными в растянутом состоянии. На цементном камне можно подвешивать хвостовики или секции обсадной колонны без ограничения их длины, межко­лонных кольцевых зазоров и на любой глубине скважины. Основное требование для осуществления этого способа под- 359

	вески - необходимость обязательного подъема тампонажного раствора на всю длину цементируемой колонны. Для подвески хвостовиков и секций обсадных колонн, верх­няя часть которых находится в ранее обсаженном стволе сква­жины, применяют однотипные устройства, отличающиеся друг от друга незначительными конструктивными особеннос­тями. Узел подвески, образующий устройство этого вида, разме­щают в ниппельной части разъединителя любого типа. Для дан­ного вида подвесок общими являются следующие конструктив­ные и эксплуатационные признаки: бурильные трубы остаются неподвижными в течение всего процесса крепления скважин и ОЗЦ, боковые промывочные отверстия устройств открываются при помощи прокачиваемых по бурильным трубам металличес­ких шаров или резиновых пробок, продавочную жидкость зака­чивают по расчету и в основном без получения сигнала "стоп". На рис. 5.29, а изображен общий вид такого устройства. Под­весное устройство с прокачиваемой пробкой подготовляют сле­дующим образом. В верхний патрубок ниппельной части разъе­динителя против боковых промывочных отверстий вставляют втулку с уплотнительными кольцами и закрепляют ее калибро­ванными срезными штифтами. Затем полностью соединяют разъединитель и подвергают его гидравлическому испытанию на герметичность. При этом не допускается истечение жидкос­ти через боковые промывочные отверстия. Далее разъедини­тель спускают в скважину на глубину до 25 м, прокачивает ре­зиновую пробку, устанавливают характер ее взаимодействия с втулкой, определяют давление штифтов, поднимают разъеди­нитель на поверхность и проверяют состояние подвесного узла. При отсутствии каких-либо повреждений подвесной узел снова подготовляют к работе. При этом устанавливают новые резино­вые уплотнители и срезные штифты. Собранный разъединитель с подготовленным подвесным уз-
	Рис. 5.29. Устройство для подвески хвостовиков и секций обсадной колонны на цементном камне: а — в обсаженном стволе с резьбовым разъединителем; 1 — управляемая пробка; 2 — удлинитель; 3 — срезные штифты; 4 — запорная втулка; 5 — уплотнительное кольцо; 6 — крышка; 7 — ниппель разъединителя; 8 — манжета; 9 — раструбная часть разъединителя; 10 —муфта разъединителя; 11 — несущий патрубок; 12 — шар; 13 — седло; 14 — подвесная разделительная цементировочная пробка; 15 — обсадная труба; б - в необсаженном стволе: 1 - замковая муфта; 2 - перевод­ник корпуса; 3,9,10 —соответственно верхняя, средняя и нижняя части корпу­сам—патрубок; 5 — набор манжетных уплотнителей; 6,13 —верхняя и нижняя секции шпинделя; 7 — упорный подшипник качения; 8 — радиальный подшип­ник скольжения; 11 — золотник; 12 — нажимная гайка; 14 — замковый ниппель 360

	IS

	лом повторно подвергают опрессовке и затем используют непо­средственно при креплении скважин. Если при цементировании хвостовиков или секций обсадной колонны с подвеской на цементном камне применяют металли­ческий шар, то в подготовительные работы включают следую­щие этапы: спуск устройства в скважину на бурильных трубах на глуби­ну, на которой будет установлена верхняя часть обсадной ко­лонны; промывку скважины с подачей, не превышающей заплани­рованную при закачке продавочной жидкости в процессе це­ментирования хвостовика; фиксирование значения установившегося давления при про­мывке с заданным режимом; сбрасывание в трубу металлического шара и прокачивание его при заданной подаче насосов; определение времени движения шара по трубам до момента среза штифтов и давления, при котором были срезаны штифты; подъем устройства из скважины, разборка и проверка его со­стояния. Полученные результаты предварительного испытания учи­тывают непосредственно при выполнении работ по цементиро­ванию хвостовика или секции обсадной колонны. При этом последняя часть продавочной жидкости, равная объему бурильных труб и закачиваемая вместе с шаром, долж­на нагнетаться в скважину цементировочными агрегатами с той же подачей, которая была при предварительном испытании. Рекомендуется устанавливать штифты такого диаметра и прочности, чтобы избыточное давление при их срезе на 5-7 МПа превышало рабочее давление при цементировании. После среза штифтов и открытия боковых промывочных от­верстий непрерывно промывают скважину прямой и обратной циркуляцией с максимально возможной подачей цементиро­вочных агрегатов до тех пор, пока не будет удален весь тампо-нажный раствор, находящийся за бурильными трубами. Далее периодически промывают скважину до конца времени схватывания тампонажного раствора у верхней границы обсад­ной колонны, после чего бурильные трубы отсоединяют от об­садных и поднимают на поверхность. При подвеске хвостовиков и секций обсадных труб, когда нижняя часть бурильной колонны находится в необсаженной части ствола и возникает опасность ее прихвата, применяют следующее устройство (рис. 5.29, б). В отличие от других это подвесное устройство многократного действия. Оно позволяет 362

	удерживать и цементировать обсадные трубы в растянутом со­стоянии с применением разделительных пробок, получать сиг­нал "стоп", вращать бурильную колонну без отсоединения ее от обсадной в течение всего времени ОЗЦ, а также использовать разъединительные устройства любого типа. Подвеска включает в себя составной корпус, подвешиваемый на бурильных трубах, двухсекционный шпиндель, смонтиро­ванный внутри этого корпуса на упорном подшипнике качения, радиальный подшипник скольжения, золотник, перекрываю­щий радиальные отверстия шпинделя, наклоненные к его оси. Верхний торец шпинделя и нижняя часть переводника корпуса оборудованы кулачками, которые при вводе их в зацепление и последующем вращении взаимодействуют и обеспечивают отсо­единение бурильных труб от обсадных. Наружная верхняя часть золотника и внутренний выступ средней части составного корпуса имеют трапецеидальную резьбу, на которой при вра­щении бурильных труб и, следовательно, составного корпуса происходит осевое перемещение золотника из крайнего нижне­го положения в крайнее верхнее. Крайнее нижнее положение золотника определяется по совпадению его выступающего из корпуса торца с риской на наружной поверхности шпинделя. Корпус устройства заканчивается нажимной гайкой, нижняя часть которой выполнена в виде кожуха, образующего зазор между его внутренней поверхностью и золотником. Гайка одно­временно поджимает манжетные уплотнения и направляет по­ток бурового раствора, прокачиваемого через радиальные от­верстия шпинделя. Тампонажный раствор, поднятый при цементировании выше обсадной колонны, вымывается из скважины через эти отвер­стия. Упорный шарикоподшипник и подшипник скольжения работают в масляной ванне, которая имеет два закрывающихся пробками отверстия (для подачи масла и выхода воздуха). Принцип действия подвесного устройства заключается в следующем. В исходном положении весь поток циркулирую­щей жидкости проходит через башмак обсадной колонны. По­сле окончания ее цементирования и получения сигнала "стоп" вращением бурильной колонны вправо без какой-либо разгруз­ки приподнимают золотник, открывают боковые промывочные отверстия в подвесном устройстве и вымывают весь тампонаж­ный раствор, поднятый выше обсадных труб. При этом перио­дически вращают колонну ротором в течение всего времени промывки в период ОЗЦ. Продолжительность и периодичность вращения бурильных труб для исключения их прихватов уста­навливают в каждом конкретном случае. 363

	После окончания срока схватывания тампонажного раствора циркуляцию жидкости прекращают и колонну бурильных труб плавно опускают, пока нагрузка на крюке не станет соответст­вовать весу бурильной колонны. При этом торцовые кулачки подвески входят в зацепление друг с другом, давая возмож­ность вращать ниппельную часть разъединителя и отсоединять бурильные трубы от зацементированного хвостовика или сек­ции обсадной колонны. Подвески типа ЦП также могут быть использованы при под­веске хвостовиков и секций обсадных колонн в обсаженной час­ти ствола. Подготовка подвесного устройства к работе начинается с за­полнения масляной камеры маслом, при этом золотник должен занимать крайнее нижнее положение. Для этого в условиях бу­ровой устройство укладывают на мостки вверх отверстиями для смазки, вывинчивают из них пробки и через одно из отверстий заполняют масляную камеру, используя дизельное масло МТ-16. Затем регулируют положение золотника таким образом, что­бы его выступающий из корпуса торец оказался совмещенным с риской на наружной поверхности шпинделя подвески. Подго­товленное устройство опрессовывают водой на давление 22,5 МПа. При этом истечение воды через уплотнения между золотником и шпинделем, а также подтекание масла через манжетные уплотнения между золотником и корпусом не допу­скаются. Подготовленную к работе подвеску типа ЦП собирают на мостках с разъединителем, заранее закрепленным на обсадной трубе. Затем собранную систему подают в буровую, закрепляют резьбовые соединения подвески с ниппелем разъединителя ма­шинными ключами, устанавливают сборку на элеватор и вра­щением части подвески цепным ключом проверяют характер перемещения золотника и его положение относительно боковых промывочных отверстий. При этом подсчитывают число оборо­тов корпуса. Далее собранную систему снова укладывают на мостки. После спуска в скважину на заданную глубину хвостовика или секции обсадной колонны на бурильных трубах приступают к цементировочным работам. При этом вращение бурильных труб должно быть исключено. В процессе цементирования хвостовика трубы расхаживают для предотвращения их прихвата. После получения сигнала "стоп" избыточное давление в колонне снижают до атмосферно­го. Устанавливают ведущую трубу и вращением бурильной ко- 364

	лонны вправо приподнимают золотник подвесного устройства в крайнее верхнее положение. Затем восстанавливают циркуля­цию через боковые промывочные отверстия подвески и промы­вают скважину, периодически вращая бурильную колонну до полного удаления тампонажного раствора, поднятого над об­садными трубами. После истечения заданного периода ОЗЦ бурильные трубы подают вниз с разгрузкой до "собственного веса" и одновремен­ной промывкой скважины одним насосом при подаче 10 л/с. При этом кулачки подвески сходятся, давление повышается и буровой насос останавливают. Если при креплении скважины применяли резьбовой разъе­динитель, то последующим вращением бурильных труб вправо их отсоединяют от обсадных, приподнимают над верхней час­тью хвостовика, восстанавливают циркуляцию и после непро­должительной промывки подвесное устройство поднимают на поверхность. После подъема из скважины подвесное устройство промыва­ют водой, очищают, смазывают и хранят под навесом на вы­кладках. Это устройство можно применять многократно. В табл. 5.16 приводятся характерные неисправности подвес­ных устройств и методы их устранения. На клиньях хвостовики и секции обсадных колонн подвеши­вают только в обсаженной части скважины, где практически мал износ внутренней поверхности обсадных труб. Основной принцип этого способа подвески заключается в том, что спуска­емую часть обсадной колонны заклинивают, вводя клиновид­ные плашки, расположенные на ее наружной поверхности, в кольцевой межколонный зазор. Клиновое подвесное устройство устанавливается под разъе­динителем и служит для цементирования обсадных колонн в растянутом состоянии после отсоединения бурильных труб от обсадных. Подвеску на клиньях можно осуществлять при нали­чии поглощений любой интенсивности. Клиновые подвесные устройства невозможно применять в следующих случаях: скважину крепят при малых кольцевых межколонных зазорах (менее 30 мм); спуск обсадной колонны в скважину сопряжен с проработкой осложненного ствола и расхаживанием хвостовика или секции; значительный износ внутренней поверхности пре­дыдущей обсадной колонны, в которой планируется подвеска; при весе спускаемого хвостовика или секций обсадной колонны, превышающем 10 кН. По принципу действия клиновые подвесные устройства под­разделяются на механические и гидравлические. 365

	Таблица 5.16 Возможные неисправности подвесных устройств и методы их устранения
	Неисправность, вне ш- ние проявления и до- Вероятная причина Метод устранения полнительные призна­ки Заклинивание шпи н- Вышел из строя под- Заменить подшипник деля внутри корпуса, шипник шум и нагрев подшип- ника при вращ ении При опрессовке наблю- Негерметично верхнее Подтянуть или зам е- дается течь масла через манжетное уплотнение нить манжеты уплотнения Негерметично верхнее Проверить кольца и уплотнение золотника промыть канавки Негерметично резьб о- Закрепить резьбовое вое соединение секций соединение шпинделя При опрессовке масло Не закреплены резьбо- Закрепить резьбовые или вода просачивают- вые соединения соединения ся через резьбовые с о- единения составного корпуса При опрессовке вода Негерметично нижнее Промыть уплотнитель- просачивается через кольцевое уплотнение ные канавки, прове- нижнее уплотнение рить и заменить по- золотника врежденные кольца Буровой раствор попа- Негерметичны манжет- Подтянуть или зам е- дает в масляную каме- ные уплотнения нить манжеты и заме- РУ нить масло Негерметичны верхние Заменить уплотн и- кольцевые уплотнения тельные кольца, пр о- золотника мыть масляную камеру и заменить масло Ослаблено резьбовое Закрепить резьбовое соединение секций соединение, промыть шпинделя масляную камеру и заменить масло
	На рис. 5.30 изображена механическая клиновая подвеска в транспортном положении. Она состоит из цилиндрического корпуса 8, верхняя часть которого заканчивается муфтой 1 с конусообразной наружной поверхностью, предназначенной для распора при скольжении по ней клиновых плашек. На корпус свободно надет перемещаемый по нему в осевом и радиальном направлениях узел подвески, состоящий из пружинного ароч­ного центратора 6 и расположенных выше него четырех клино­видных плашек 2, каждая из которых связана с центратором посредством вертикальных пластин 3 одинакового размера. Каждая пластина верхним концом скреплена с соответствую­щей плашкой, а нижние концы пластины прикреплены к верх­нему кольцу центратора 4. Это кольцо имеет крючок, который 366

	Рис. 5.30. Механическая клиновая подвеска в транспортном положении: 1 — конусообразная муфта; 2 — клиновые плашки; 3 — соединительная пластина; 4, 7 — верхнее и нижнее кольца центратора; 5 — штифт; 6 — пру­жинный центратор; 8 — корпус
	замыкается на ввинчиваемый в корпус штифт. Клиновидные плашки имеют гладкую внутреннюю поверхность, ко­торая обеспечивает скольжение плашек на конусообразной муфте 1, а снаружи -зубцы для качественного контакта с по­верхностью обсадной трубы, на участке которой работают клинья и осуществля­ется подвеска хвостовика. Штифт 5 ввинчивают в корпус 8 пос­ле того, как на него будет надет центра­тор с клиновидными плашками. Он предназначен для удержания клиньев в транспортном состоянии при спуске хвостовика или секций обсадной колон­ны. Размер центратора должен соответ­ствовать внутреннему диаметру обсад­ной колонны. Клиновое устройство устанавливают на первой трубе под разъединителем в транспортном состоянии с замкнутым на штифте крючком. При этом клино­видные плашки занимают относительно муфты нижнее поло­жение, не выступают за пределы ее максимального наружного диаметра и не препятствуют спуску обсадных труб в скважину. После спуска хвостовика на заданную глубину колонну труб приподнимают на заданную высоту и поворачивают влево. При этом штифт, повернутый совместно с корпусом, выходит из за­цепления с крючком, который остается неподвижным относи­тельно корпуса подвески вследствие действия сил трения при взаимодействии распертого центратора со стенками обсадной колонны. Далее колонну плавно подают вниз, конусообразная муфта начинает входить в клиновидные плашки, раздвигая их до пол­ного расклинивания в кольцевом межколонном зазоре. Хвосто­вик остается подвешенным на клиновидных плашках, упира­ющихся в стенки обсадной трубы предыдущей колонны. 367

	Рис. 5.31. Клиновое подвесное устройство гидравли­ческого действия: 1 - обсадная труба; 2 - конусообразная муфта; 3 -корпус; 4,7 — верхнее и нижнее кольца центратора; 5 — штифт; 6 — пружинная планка центратора; 8 — пор­шень; 9 — соединительная муфта
	Затем общий вес колонны (бурильных и обсадных труб) снижают на значение веса обсадных труб, вращением бурильных труб вправо отсоединяют их от обсадных и при­ступают к цементированию подвешенного на клиньях хвостовика. На рис. 5.31 приведено клиновое подвес­ное устройство гидравлического действия. Принцип его работы заключается в исполь­зовании механизма передачи усилий внут­реннего избыточного давления через гид­равлический канал связи на поршень, взаи­модействующий с клиновидными плашками подвески. При этом поршень распирает их между конусообразной муфтой и стенками обсадной колонны. Одновременно колонну труб подают вниз и обеспечивают подвеску хвостовика на клиньях. Подвесные устройства на упоре обеспе­чивают подвеску хвостовиков первых сек­ций или сплошных обсадных колонн на раз­личных участках обсаженного ствола сква­жин, где образована опорная поверхность. Упорами, на которых устанавливают спускаемые обсадные колонны, могут быть внутренние проточки в толстостенных пат­рубках, устанавливаемых на нижнем уча­стке предыдущей колонны перед ее спус­ком в скважину; верхняя часть ранее спу­щенного хвостовика; зона перехода от большего диаметра к меньшему при двухразмерной промежуточной колонне. Каждому на указанных трех видов опорной поверхности со­ответствует подвесное устройство, которым оборудуют спуска­емый хвостовик. В отличие от подвесок на цементном камне данная группа ус­тройств может быть использована только при условии допуска
	368

	Рис. 5.32. Принципиальная схема действия упорной подвески на кулачках: 1 — ниппель подвески; 2 — предыдущая обсадная ко­лонна; 3—патрубок; 4— штифт; 5 — посадочная муф­та; 6 — кулачок; 7 — пружина; 8 — опорная часть нип­пеля	: V I : : |
	хвостовика до заданной глубины. При на­рушении этого условия, в случае установ­ки хвостовика или секции обсадной колон­ны выше намеченной глубины, устройство не дойдет до упора и не сработает. Поэтому способ подвески на упоре применяют в тех скважинах, где не наблюдаются случаи преждевременной остановки колонн при их спуске. При креплении скважины хвостовиком или перед секцией обсадной колонны необ­ходимо, чтобы глубина скважины была больше глубины установки башмака ко­лонны примерно на 10 м. Подвеска на упоре в ранее спущенной колонне заключается в применении под­пружинивающих кулачков, которыми оборудуется верхняя часть спускаемого хвостовика. При движении хвостовика вниз кулачки прижимаются к стенкам
	предыдущей колонны и скользят по ней. При достижении ими внутренних прото­чек, выполненных в предыдущей колонне, кулачки входят в них и обеспечивают зависание спускаемого хвостовика. Пло­щадь контакта опорных поверхностей такова, что практически обеспечивается подвеска колонны неограниченного веса. Принципиальная схема действия упорной подвески на ку­лачках приведена на рис. 5.32. Подвеску спускаемой колонны на верхней части ранее спу­щенного хвостовика осуществляют при помощи опорной втул­ки, которая имеет периферийные вертикальные каналы для циркуляции жидкости. Наружный диаметр втулки должен быть больше наружного диаметра зацементированного хвосто­вика, на котором подвершивают колонну. Упорную подвеску спускаемого хвостовика в двухразмерной обсадной колонне проводят в переходной части труб разных диаметров также при помощи аналогичной опорной втулки. Чтобы осуществить та-
	369

	кую подвеску, необходимо предусматривать в переводниках для двухразмерных колонн специальную площадку для уста­новки опорной втулки. Указанные подвески на упоре показаны на рис. 5.33. Для соединения спускаемых секций обсадных колонн с пре­дыдущими существует несколько разновидностей устройств, обеспечивающих стыковку секций на глубине и образование с их помощью сплошной обсадной колонны. Соединители подраз-
	Рис. 5.33. Схема подвески: а — спускаемая секция обсадной колонны с упором на верхней части зацемен­тированного хвостовика: 1 — спускаемая секция обсадной колонны; 2 — сто­порная втулка; 3 — муфта; 4 — зацементированный хвостовик; 5 — промежу­точная обсадная колонна; б — хвостовик на упоре в двухразмерной колонне: 1 — спускаемый хвостовик; 2, 5 — муфты; 3 — опорная втулка; 4 — патрубок; 6 — переводная муфта; 7 — первая промежуточная колонна 370

	деляются на устройства для соединения цементируемых и не-цементируемых (съемных) секций обсадной колонны. Ко всем соединительным устройствам предъявляются сле­дующие основные требования: обеспечение соосности соединя­емых секций, проходимости через них долот, а также различ­ных инструментов и приборов; создание надежного герметич­ного соединения секций обсадных колонн. Соединители для неразъемного соединения секций оснаще­ны замком, который взаимодействует с раструбом разъедини­теля. На рис. 5.34 показана заливочная муфта, которая совместно с резьбовым разъединителем и беззамковым соединителем с рас­трубной частью составляет комплекс под шифром РМСО. Заливочная муфта состоит из патрубка, нижняя часть кото­рого оборудована направляющей насадкой, и корпуса, закреп­ленного на другом конце патрубка. В корпусе выполнены боко­вые промывочные отверстия, над которыми изнутри закрепле­на срезными шпильками подвижная втулка с уплотнительными кольцами. Нижняя часть корпуса снаружи имеет наплавку для создания уплотнения при вводе патрубка в раструб муфты разъединителя и прижатия его частью веса цементируемой секции. Верхняя часть корпуса снабжена обратным клапаном. Соединение секций и работа заливочной муфты осуществля­ется следующим образом. Патрубок с направляющей насадкой вводят в раструб разъединителя. По длине спущенных труб секцией и индикатору веса устанавливают факт соединения. Затем приступают к промывке и цементировочным работам без перемещения спущенной колонны. При закачивании и продавливании тампонажного раствора весь поток жидкости выходит в кольцевое пространство. По окончании продавливания разъединительная цементировочная пробка садится на клапан, срезает шпильки и перемещает втулку вниз до упора. Втулка перекрывает боковые промывоч­ные отверстия, циркуляция прекращается, а повышение дав­ления в колонне свидетельствует об окончании процесса. Одна из разновидностей заливочной муфты - стыковочный патрубок без корпуса. Патрубок имеет боковые промывочные отверстия, через которые цементируют секции обсадной колон­ны в неполностью стыкованном положении. После цементиро­вания секцию разгружают, и боковые отверстия заходят в рас­труб муфтовой части разъединителя. Стыковочное устройство конструкции для цементируемых секций обсадных колонн, входящее в комплекс под шифром РСЦ (рис. 5.35), состоит из стыковочного ниппеля с набором 371

		19
	Рис. 5.34. Муфта заливочная комплекса под шифром РМСО: 1 - корпус; 2 - срезной штифт; 3 - обратный кла­пан; 4 — уплотнение; 5 — ог­раничивающий винт; 6 — втулка; 7 - патрубок; 8 -кольцо с наплавкой; 9 — на­правляющая насадка	Рис. 5.35. Стыковочное устройство для це­ментируемых секций обсадных колонн в рабочем положении: 1 — центрирующие планки; 2 — соединитель­ная муфта; 3 - направляющая планка; 4,9 -верхняя и нижняя части соединительного патрубка; 5 — предохранительная втулка; 6 — срезной штифт; 7,15 — верхнее и нижнее кап-ролоновые кольца-скребки; 8 - раструбная часть муфты разъединителя; 10, 14 — верхнее и нижнее опорные капролоновые кольца; 11, 13 — уплотнительные кольца; 12, 16 — верх­няя и нижняя гайки; 17 — направляющая насадка-центратор; 18 - муфта разъедините­ля; 19 - обсадная труба
	уплотнительных элементов, установленных в его нижней части. Набор уплотнителей представляет собой самоуплотняющие­ся резиновые манжеты и капролоновые кольца, которые обра­зуют верхний и нижний пакеты уплотнений, обеспечивающие
	372

	герметичность соединения секций при избыточном внутреннем и наружном давлении. Капролоновые кольца располагаются на концах каждого пакета. Крайние кольца, выполненные в виде скребков, предназначены для защиты резиновых манжет при осевом перемещении подвижного стыковочного устройства вну­три раструба. Каждый пакет уплотнений поджимается метал­лической гайкой, имеющей ребра под ключ. В транспортном положении пакеты уплотнений закрывают­ся тонкостенной предохранительной втулкой, которая крепится к патрубку срезными штифтами. Под этой частью устройства устанавливают на резьбе направляющую насадку-центратор, изготавливаемую из легкоразбуриваемого материала. Верхняя часть ниппеля имеет муфту стандартной обсадной трубы с при­варенными к ней центрирующими планками. Подготовка к работе осуществляется в два этапа (на поверх­ности и в скважине) и заключается в его наружном осмотре, оп-рессовке и проверке работоспособности в условиях эксплуата­ции. Первый этап подготовки проводят до крепления скважины секцией обсадной колонны. На этом этапе проверяют взаимо­действие и герметичность соединения раструбной части разъе­динителя со стыковочным устройством, проходимость шаблона внутри стыковочного ниппеля и надежность крепления муфты направляющей насадки. Подготовленное устройство в собранном виде помещают в стяжное рамочное приспособление, заполняют водой и опрессо-вывают на соответствующее давление с соблюдением всех тре­бований безопасности. Сборка считается герметичной при отсутствии пропусков во­ды. Затем стыковочное устройство извлекают из раструба, ос­матривают и при необходимости подтягивают манжеты гайка­ми. После осмотра уплотнений их наружную поверхность сма­зывают консистентной смазкой, закрывают предохранительной втулкой, перемещая ее до упора, и вставляют на место все штифты. Проведением указанных операций заканчивается пер­вый этап проверки стыковочного устройства и его подготовки к спуску в скважину. После спуска и цементирования секции обсадной колонны, с которой будет соединяться нецементируемая секция, а также проверки проходимости неармированного лопастного долота через верхнюю часть зацементированной секции проводят вто­рой этап испытания стыковочного устройства. Для этого подготовленное устройство закрепляют на обсад­ных трубах соответствующего диаметра длиной 20-30 м и спу- 373

	екают на бурильных трубах в скважину до раструбной части зацементированной секции. Затем промывают скважину, пре­кращают циркуляцию и плавно вводят стыковочное устройство в раструб, фиксируя максимальную разгрузку труб по индика­тору веса до момента срезания штифтов предохранительной втулки, и наносят отметку на ведущей трубе. Далее, подавая бурильные трубы вниз, выводят уплотнения стыковочного ниппеля из предохранительной втулки в рабочее положение и замеряют свободный ход стыковочного устройства в раструбе до начала вторичной посадки труб. В таком положении проверяют стыкованный узел избыточ­ным внутренним давлением в пределах 4-5 МПа с выдержкой не менее 10 мин. При положительных результатах проверки характера со­единения секций проверяют износостойкость уплотнительных элементов методом расхаживания стыковочного устройства в раструбе на длину свободного хода, не допуская расстыковки. Число возвратно-поступательных перемещений бурильных труб со стыковочным устройством подбирают равным возмож­ному максимальному числу рейсов при последующем углубле­нии скважины после установки нецементируемой секции. Затем проводят аналогичную повторную опрессовку и подъ­ем устройства из скважины. Поднятое устройство осматривают, при необходимости заме­няют уплотнительные элементы и закрепляют на первой обсад­ной трубе спускаемой секции обсадной колонны. Секции стыкуют следующим образом. Ниппель соединителя вводят в раструб, предохранительная втулка садится на торец раструба, и индикатор веса показывает "посадку колонны". При этом усилие разгрузки не должно превышать усилия среза штифтов, удерживающих предохранительную втулку на нип­пеле соединителя. Далее подбирают длину обсадных труб на верхнем конце секции с расчетом, чтобы при конечной глубинной стыковке оставался свободным ход вверх и вниз ее нижнего конца, а вся секция оказалась жестко подвешенной на колонном фланце. Подобрав нужные по длине трубы с установкой на верхней тру­бе конусообразной подвесной муфты и заменив ими верх сек­ции, разгружают колонну до момента срезания предохрани­тельной втулки и вывода уплотнений из транспортного положе­ния в рабочее. При этом на индикаторе веса восстанавливается полный вес нецементированной секции. Измеряя свободный ход, секцию подают вниз до тех пор, пока конусообразная муф­та не окажется подвешенной на колонном фланце. 374