Лабораторная работа - Оснастка обсадной колонны перед спуском в скважину

Подождите немного. Документ загружается.

ТОМСКИЙ ПОЛИТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ

Кафедра бурения скважин

Лабораторная работа № 1а

«Оснастка обсадной колонны перед спуском в скважину»

Выполнил: ст. гр. 2450

Новиков В. Н.

Проверил :профессор

Боярко Ю.Л.

Томск 2009 г.

1. Выбираем трубы с муфтами для направления, кондуктора и эксплуатаци-

онной колонны. Минимальная толщина стенок обсадных труб для направ-

ления диаметром 377 мм равна 10 мм. Для кондуктора и эксплуатационной

колонны принимаем толщину стенок, равную 9 мм.

Трубы Муфты

Условный диа-метр трубы

Наружный

диаметр D

Толщина

стенки S

Внутренний

диаметр d

Теоретическая

масса 1 м, кг

Наружный

диаметр D

Длина L

Диаметр d

Длина l

Ширина торцо-

вой плоскости

Масса, кг

Направление

377 377 10

357

90,4 402 229 379 16 8,5 31

Кондуктор

273 273,1 9 255,1 58,6 299 203 275,5 12,7 7,5 20,7

Эксплуатационная колонна

178 177,8 9 159,8 37,4 196 184 180,2 12,7 6,5 9,1

2. Прочностные характеристики сталей, применяемых для изготовления

бурильных и обсадных труб.

Показатели Группы прочности стали

С Д К Е Л М Р

Временное сопротивление,

МПа…..

Предел текучести, МПа…..

540

314

635

372

685

490

735

540

785

635

880

735

1080

930

При нормальных условиях бурения рекомендуется выбирать трубы группы

прочности «Д» (как наиболее дешевые).

Рис. 1. Обсадная труба по ГОСТ 632-64 и муфта к ней

Обсадные трубы изготовляются по ГОСТ 632 – 64. Трубы могут быть с нор-

мальной и удлиненной резьбой. Все трубы, кроме труб групп прочности С и Д,

должны проходить термическую обработку.

3. Характеристика трубной резьбы.

Рис.2. Профиль трубной резьбы по ГОСТ 631-63

Элементы профиля резьбы Число витков на длине 25,4 мм – восемь

Шаг резьбы S

Глубина h

Рабочая высота профиля h

Радиусы закруглений :

Зазор z

Угол уклона

Конусность 2 tg

3,175

1,810

1,734

0,508

0,432

0,076

47’24”

1:16

Примечания: 1. Шаг резьбы S измеряется параллельно оси резьбы трубы и муфты. 2. Биссектриса угла профиля

резьбы должна быть перпендикулярна к оси резьбы труб и муфт.

Трубная резьба (рис.2) применяется не только в элементах бурильной

колонны (ГОСТ 631 - 63), но и в обсадных трубах и муфтах к ним (ГОСТ 632 -

64), насосно-компрессорных трубах и муфтах к ним (ГОСТ 633 - 63).Она имеет

треугольный профиль с углом при вершине 60

. Впадины и вершины профиля

закруглены. Биссектриса угла профиля перпендикулярна оси трубы. Шаг резьбы

S=3,175 мм, поэтому на длине 25,4 мм размещаются восемь ниток (витков)

резьбы. Угол между образующей конуса резьбы и осью трубы

φ=¿

47’24”;

следовательно , конусность резьбы

2tgφ=1 :16

По ГОСТ 632 – 64 обсадные трубы изготовляют с наружным диаметром от

114 до 508 мм и различными толщинами стенок. Увеличение толщины стенки

достигается за счет соответствующего уменьшения внутреннего диаметра. Трубы

выпускают в основном длиной от 9,5 до 13 м. Однако в каждой партии,

поставляемой заводом, могут быть и более короткие трубы.

Обсадные трубы, согласно ГОСТ 632 – 64, должны изготовляться из сталей

нескольких групп прочности. Материал труб в состоянии поставки должен удов-

летворять требованиям, указанным в табл.2.

Все трубы, кроме труб групп прочности С и Д, должны проходить термиче-

скую обработку.

4. Характеристика колонной головки, устанавливаемой на кондуктор.

Верхняя часть ствола скважины обсаживается кондуктором.

Рис.3. Головка колонная клиновая ГКК:

1 – пьедестал; 2 – пробка; 3 – корпус головки; 4 –

резиновые уплотнительные кольца; 5 – пакер; 6 –

клинья для подвески эксплуатационной колонны;

7 – патрубок; 8 – эксплуатационная колонна; 9 –

фланец для установки головки на устье; 10 –

фланец промежуточной колонны

Глубина спуска кондуктора определяется из условия перекрытия верхних

неустойчивых пород, изоляции водоносных пластов, предотвращения

грифонообразований во время глушения газонефтеводопроявлений. Высота

подъема цемента за кондуктором достигается до устья. В верхней части

кондуктора, как правило, устанавливается колонная головка. Во время бурения на

колонной головке устанавливается противовыбросовое оборудование, а во время

эксплуатации трубная головка. Колонные головки обеспечены клиновыми

устройствами для подвески эксплуатационной колонны (рис.3).

Колонная головка также обеспечивает герметичность межколонного

пространства. Для контроля на колонной головке устанавливается манометр и

прямоточная задвижка для регулирования давления в межтрубном пространстве.

Исходя из того, что диаметр эксплуатационной головки равен 178 мм, принимаем

колонную головку типоразмера 280х140-273.

Типо- Макси- Рабо- Условный Высота Диаметр,мм

размер

колонной

головки

мальный

диаметр

расточки

в головке

под ко-

лонную

под-

веску,мм

чее

дав-

ление,

МПа

диаметр

колонны

обсадных

труб, на

которые

устанавли-

ваются го-

ловки,мм

корпуса

колон-

ной го-

ловки,м

м (не

более)

Проход-

ного

отвер-

стия

корпуса

го-

ловки,м

м (не

более)

Макси-

мальный

наружный

корпуса

подвески

Условный

колонны

труб, под-

вешивае-

мых на ко-

лонной

подвеске

280х140-273 280 14 273 550 252 277 114;127

5. Башмак на кондуктор и эксплуатационную колонну

Для облегчения спуска обсадной колонны и качественного ее

цементирования по выбранной технологии в состав колонны вводят

дополнительные элементы: башмак, обратный клапан, заливочный патрубок,

упорное кольцо, заливочная муфта, трубные пакеры, центраторы (фонари),

скребки.

Башмак обсадной колонны навинчивают на нижний конец первой (снизу)

обсадной трубы и закрепляют сваркой. Он служит для предохранения нижнего

торца обсадной колонны от смятия и для ее направления по стволу скважины в

процессе спуска. Используются башмаки различной конструкции: простейшая

представляет собой короткий отрезок стальной толстостенной трубы с фасками

(наружной и внутренней) на нижнем торце. Такие башмаки устанавливают на

обсадных колоннах большого диаметра, начиная с 351 мм.

Обычно в башмачное кольцо снизу вводят направляющую пробку. Она имеет

конусообразную или сферическую форму и изготовляется из легко разбуривае-

мого материала: бетона, алюминия, дерева. Имеются пробки чугунные и сталь-

ные. Благодаря своей форме, пробка облегчает прохождение обсадной колонны в

участках искривления ствола. В самом кольце башмака или в направляющей

пробке делают боковые отверстия, через которые цементный раствор закачива-

ется в затрубное пространство.

Рис. 4. Башмак БП с направляющей

чугунной пробкой

Рис.5. Башмак Б с фаской

Рис.6. Бетонная направляющая пробка:

1 – металлический корпус;

2 – бетонный наконечник

Рис.7. Башмак колонный

Для кондуктора принимаем башмак БК-245, для эксплуатационной колонны

БК-178.

Тип D

H d l

R Промывочное

окно

Масса,к

Число Диамет

БК-245 270 420 120 95,5 145 80 230 238 85 8 20 60

БК-178 198 380 90 89,5 140 60 164 172 65 6 20 32

Если ствол скважины недостаточно чист или в нем имеются сужения либо

резкие перегибы, при спуске обсадной колонны отверстие в направляющей

пробке может быть забито спрессовавшимися частицами пород и глинистой

корки, сорванной со стенок скважины. Это затрудняет восстановление

циркуляции промывочной жидкости. Поэтому над башмаком часто размещают

башмачный патрубок — отрезок толстостенной трубы длиной 1,5—2 м, в котором

по спиральной линии просверлены отверстия для прохода жидкости. Диаметр ж

число отверстий выбирают с таким расчетом, чтобы скорость струи при промывке

и цементировании не превышала 15—20 м/с.

6. Обратный клапан для оснастки кондуктора эксплуатационной колонны

Над башмачным патрубком устанавливают обратный клапан, который слу-

жит для предотвращения обратного движения тампонажного или бурового рас-

твора из скважины в колонну. Обратный клапан позволяет облегчить вес спус-

каемой колонны (уменьшить нагрузку на талевый канат, на вышку и фундамент),

а также создает циркуляцию -раствора в скважине вследствие интенсивного вы-

теснения его при спуске колонны. При этом повышается давление в затрубном

пространстве, что может вызвать гидроразрыв пласта и поглощение

тампонажного раствора.

Рис.8. Обратные клапаны:

а – тарельчатый: 1 – корпус, 2 – шток, 3 – гайка верхняя, 4 – шайба, 5 – пружина, 6 – втулка, 7 –

седло, 8 – тарелка, 9 – гайка нажимная; б – шаровой: 1 – нажимная гайка, 2 – набор разрезных

шайб, 3 – резиновая диафрагма, 4 – опорное кольцо, 5 – корпус, 6 – пластмассовый шар, 7 –

ограничительное кольцо, 8 – резинотканевая мембрана, 9 – дроссель; в – дроссельный типа

ЦКОД: 1 – муфта, 2 – втулка, 3 – штифт, 4 – седло, 5 – резиновое уплотнительное кольцо, 6 –

резиновая манжета, 7 – шайба, 8 – кольцо, 9 – карболитовый шар, 10 – ограничитель шара

По принципу действия обратные клапаны разделяют на три основные

группы: исключающие перемещение жидкости из заколонного пространства в

колонну; обеспечивающие самозаполнение обсадной колонны жидкостью при

определенном перепаде давления на клапан, но исключающие обратную

циркуляцию жидкости; обеспечивающие постоянное заполнение обсадной

колонны и позволяющие вести ее промывку методом обратной циркуляции.

В зависимости от вида запорного элемента клапаны первой группы бывают

тарельчатые или шаровые(рис. 8 а,в). Шаровые обратные клапаны наиболее гер-

метичны. Дроссельные клапаны типа ЦКОД обеспечивают саморегулируемое

заполнение колонны раствором через отверстие в дросселе.

Обратный шаровой клапан пропускает жидкость только в одном направлении

— из колонны в заколонное пространство. При обратном токе жидкости шар 5

плотно прижимается к уплотнительной манжете 3 и закрывает вход в колонну.

Рис.9. Обратный диафрагменный клапан:

1 – шарик; 2 – диафрагма; 3 – направляющие;

4 – цемент; 5 – корпус; 6 – ограничительный

диск

При спуске в скважину обсадная колонна, оборудованная таким клапаном,

вытесняет всю жидкость в кольцевое пространство. Если скорость спуска

значительна, а зазор между колонной и стенками скважины невелик, в скважине

может возникнуть высокое гидродинамическое давление, под воздействием

которого начнется поглощение промывочной жидкости. Поэтому скорость спуска

колонны приходится существенно ограничивать.

Новую конструкцию имеет обратный диафрагменный клапан, разработанный

институтом АзНИПИнефть. Основной рабочей деталью этого клапана является

резиновая диафрагма, сцементированная внутри корпуса (рис. 9):

Обратный дифференциальный клапан (рис. 10) состоит из стального корпуса

1, внутреннего бетонного кольца 2, в котором укреплены чугунное или дюралевое

седло 3, резиновая диафрагма 4 и упор 5.

Диаметр отверстия в диафрагме выбирают так, чтобы гидродинамическое

давление, возникающее при перемещении колонны, было заведомо меньше опас-

ного предела. При спуске колонны с таким клапаном часть жидкости, вытесняе-

мой колонной, направляется в кольцевое пространство, часть же – внутрь самой

колонны.

По окончании спуска в колонну сбрасывают бакелитовый или дюралевый

шар 6 и потоком промывочной жидкости продавливают его через диафрагму 4 до

упора 5. После этого дифференциальный клапан будет работать так же, как и ша-

ровой, описанный выше.

Рис.10. Дифференциальный клапан Рис.11. Клапан дроссельный: а – ЦКОД; б – ЦКОД-2

Для кондуктора выбираем ЦКОД -273-2, для эксплуатационной колонны

ЦКОД -178 -1.

Шифр Диаметр

колонны,мм

D,мм L,мм Рабочее

давление,

кгс/см

Температура

Масса,кг

ЦКОД -273-2

273 299 340 75 150 59

ЦКОД -178 -1

178 198 325 150 200 30

7. Упорное кольцо не ставится.

8. Конструкция центраторов

Центраторы («фонари») устанавливают на обсадной колонне для

поддержания соосности ствола скважины и спущенной обсадной колонны и

создания благоприятных условий для равномерного распределения цементного

раствора по кольцевому зазору. Как считают некоторые исследователи,

центраторы также способствуют снижению сил трения при спуске колонны и

более полному замещению цементным раствором жидкости, находящейся в

затрубном пространстве. Как правило, применяют пружинные центраторы, при

использовании которых центрирование колонны в стволе скважины

осуществляют с помощью пружинных арочных планок, концы которых

закреплены на кольцах-обоймах.

Кольцо-обойма состоит из двух шарнирно соединенных половинок. Такой

центратор легко надевается на обсадную трубу над устьем скважины при спуске

колонны.

Продольное перемещение центраторов по трубе ограничивается муфтой.

Рис. 12. Центратор пружинный

Эффект центрирования зависит от правильности выбора интервала установки

центраторов по стволу и расстояния между центраторами на колонне. Центраторы

размещают на наиболее ответственных участках колонны, где надежность

изоляции имеет очень большое значение (интервал продуктивного горизонта и

его кровли, низ обсадной колонны и.т.п.)

Шифр d,мм Диаметр

скважи-

ны,мм

D,мм L,мм G,кгс Число

пружин

Масса,кг

ЦПР4-168/245 170 245 310 680 1000 6 -

9. Конструкция скребков

Рис. 13. Скребок корончатый

Скребки устанавливают на обсадной колонне для удаления глинистой корки

со стенок скважины и повышения надежности сцепления цементного камня со

стенками ствола скважины. Известны две разновидности конструкции скребков –

круговые и прямолинейные.