Заканчивание скважины

Универсальный гидравлический превентор со сферическим уплотнением плунжерного действия (рис. 4) состоит из корпуса 3, кольцевого плунжера 5 и кольцевого резинометаллического сферического уплотнителя 1. Уплотнитель имеет форму массивного кольца, армированного металлическими вставками двухтаврового сечения для жёсткости и снижения износа за счёт более равномерного распределения напряжений. Плунжер 5 имеет ступенчатую форму с центральным отверстием. Уплотнитель фиксируется крышкой 2 и распорным кольцом 4.

Корпус, плунжер и крышка образуют в превенторе две гидравлические камеры, изолированные друг от друга манжетами плунжера.

 

 

 

Рисунок. 4.

Универсальный гидравлический превентор

типа ПУГ    

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Рисунок. 5. Уплотнители кольцевых

 превенторов

 

При подаче рабочей жидкости под плунжер через отверстие  в корпусе превентора плунжер перемещается вверх и обжимает по сфере уплотнение так, что оно расширяется к центру и обжимает трубу, находящуюся внутри кольцевого уплотнения. При этом давление БР в скважине будет действовать на плунжер и поджимать уплотнитель. Если в скважине нет колонны, уплотнитель полностью перекрывает отверстие. Верхняя камера служит для открытия превентора. При нагнетании в неё масла плунжер движется вниз, вытесняя жидкость из нижней камеры в сливную линию. Уплотнитель расширяется и принимает прежнюю форму.

Кольцевой уплотнитель (рис. 5) позволяет: протаскивать колонны общей длиной до 2000 м с замками или муфтами с конусными фасками под углом 18°; расхаживать и проворачивать колонны; многократно открывать и закрывать превентор.

Конструкция превентора допускает замену уплотнителя без его демонтажа. Управление универсальным превентором может осуществляться либо с помощью ручного плунжерного насоса, либо с помощью насоса с электроприводом. Время закрытия универсального превентора гидроприводом 10 с.

Вращающиеся превенторы (ВП) применяются для герметизации устья скважины в процессе её бурения при вращении и расхаживании бурильной колонны, а также при СПО и повышенном давлении в скважине.

Рисунок. 6. Вращающийся превентор ВП-156×320

Этот превентор (рис. 6) уплотняет ведущую трубу, замок или бурильные трубы, он позволяет поднимать, спускать или вращать бурильную колонну, бурить с обратной промывкой, с аэрированными растворами, с продувкой газообразным агентом, опробовать пласты в процессе газопроявлений, регулировать дифференциальное давления в системе «скважина – пласт», а также осуществлять вскрытие продуктивных пластов на «равновесии». Основной элемент вращающегося превентора (рис. 13) — уплотнитель 2, позволяющий протаскивать инструмент через его отверстие. Уплотнитель состоит из металлического основания и резиновой части, прикреплён к стволу 4 при помощи байонетного соединения и Рисунок. 7.

Корпус колонной головки

болтов. От проворачивания его  предохраняют шпоночные выступы, входящие в вырезы ствола. В патроне 7 превентора на двух радиальных 5 и одном упорном 6 подшипниках качения смонтирован ствол 4. Манжетные уплотнения 3 служат для предохранения превентора от попадания в него жидкости из скважины между стволом, корпусом и патроном. Фиксация патрона в корпусе осуществляется защёлкой 9, которая открывается под давлением масла, подаваемого ручным насосом через штуцер 8.

Устанавливают ВП над блоком превенторов вместо разъёмного жёлоба для отвода БРк блоку очистки циркуляционной системы буровой установки.

Вращающийся ствол герметизируется  с неподвижным корпусом системой резиновых манжетных уплотнений, предотвращающих проникновение  промывочной жидкости в подшипниковый  узел.

Корпус колонной головки является первым элементом, устанавливаемым на кондукторе с помощью резьбового (наружного или внутреннего) или сварного соединения (рис. 7).

Хотя резьбовое соединение надёжнее, оно имеет тот недостаток, что  требует точной установки верхней  резьбы трубы обсадной колонны, чтобы  обеспечить монтаж подвесок и превенторов.

В случае прихвата обсадной колонны  в ходе её спуска монтаж может осуществляться только с помощью отрезания обсадной трубы и сварки резьбовой части  или специально отведённого "под  сварку" корпуса колонной головки. В последнем случае соединение должно быть выполнено очень тщательно  с соблюдением горизонтальности верхнего фланца. Внутренние и наружные сварные швы должны испытываться при помощи насоса типа Бэйкер через отверстие между двумя сварными швами.

Место посадки подвески (в верхней  части) может быть цилиндрическим или  коническим (в зависимости от марки  и модели) для установки клиньев  подвески и уплотнения следующей  обсадной трубы. Два боковых отвода, нарезных или фланцевых, обеспечивают контроль затрубного пространства.

Рисунок. 8. Колонная головка

Таким образом, именно кондуктор  и корпус колонной головки будут  нести все обсадные трубы и  превенторы, предусмотренные конструкцией скважины. В скважинах большой глубины вес колонн (с натяжением) очень высок и при этом необходимо подбирать колонную головку с круглой опорной плитой.

Использование последнего типа повышает устойчивость корпуса колонной головки и обеспечивает лучшее распределение  нагрузок на дно шахты при условии, что предусмотрена более глубокая шахта с последующим бетонированием пространства между дном шахты и  опорной плитой. Обычно при этом добавляется цементируемый каркас.

Колонная головка (рис. 8) предназначена для подвешивания и обвязки между собой всех спускаемых в скважину обсадных колонн с целью обеспечения контроля за состоянием кольцевого пространства, а также для управления межтрубными проявлениями, возникающими в процессе строительства и эксплуатации скважины.

Кроме того, колонная головка  служит основанием для установки  ПВО при бурении и арматуры для фонтанной или механизированной эксплуатации скважины. Секции колонной головки устанавливаются на устье скважины последовательно, по мере спуска и цементирования обсадных колонн. При этом каждая секция колонной головки должна подбираться с учётом максимального пластового давления, ожидаемого при бурении следующего за обсаженным интервала скважины. На неё устанавливается ПВО, рассчитанное на такое же рабочее давление. После спуска и подвешивания очередной обсадной колонны цикл повторяется.

Обвязка всех входящих в  конструкцию скважины обсадных колонн секциями колонной головки возможна только по мере их спуска и цементирования.

Колонная головка для  обвязки двух колонн состоит из корпуса 4, навинченного на обсадную трубу 6. Внутренняя поверхность корпуса коническая, и в ней размещены клинья 3, удерживающие внутреннюю колонну обсадных труб 7. На фланце корпуса установлена  катушка 1, надетая на трубу и обычно сваренная с ней. Катушка болтами  соединена с корпусом. Межтрубные пространства разобщаются уплотнениями 2. На колонной головке предусмотрена  задвижка 5 для обеспечения доступа  в затрубное пространство. Вертикальный размер такой колонной головки около 1 м. Масса в зависимости от диаметра обсадных труб до 500–550 кг.

Колонные головки изготовляются  отечественными заводами 4-х типов, 26 размеров и подбираются в зависимости от диаметра колонн, их назначения, рабочего давления, глубины спуска.

Колонная головка обеспечивает надёжное и герметичное соединение устья обсадной колонны с ранее спущенными колоннами; контроль за давлением в межколонном пространстве и закачивание при необходимости глинистого и цементного растворов в межколонное пространство.

По мере спуска, цементирования и натяжки обсадных колонн секции колонной головки устанавливают  на устье скважины последовательно.

Конструкция колонных головок  должна обеспечивать:

– восстановление герметичности межколонных пространств обсадных колонн периодической подачей, при необходимости, консистентных смазок в межпакерную полость систему уплотнения;

– возможность монтажа стволовой части противовыбросового оборудования с последующей апрессовкой противовыбросового оборудования (манифольда);

– контроль и разрядку, при необходимости, давления в межколонных про-странствах на устье;

– проведение цементирования скважины после очередного спуска обсад-ной колонны (технической или эксплуатационной).

Конструкция колонной головки  должна отвечать следующим требованиям:

• надёжность герметизации межтрубных пространств;
• контроль над давлением в межтрубном пространстве;
• быстрое и надёжное закрепление обсадных колонн;
• универсальность, т.е. возможность крепления к одной колонной головке обсадных колонн различных комбинаций;
• предохранение устьевой части обсадных колонн от повышенного износа при работе бурильным инструментом;

1

2

4

5

8

9

10

6

3

11

7

7

12

13

14

16

15

возможность вертикального  перемещения обсадных колонн при  высоких температурах в скважине;

• высокая надёжность работы подвесок и узлов уплотнений во время бурения и длительной эксплуатации скважины;
• максимально возможная высота;
• прочность с учётом действия различных нагрузок.

Рисунок. 9. Оборудование обвязки обсадных колонн

типа ОКК3-35-140х245х324х426:

1– крестовина фонтанной  арматуры; 2, 4, 5, 8, 9 – пакеры, состоящие из двух стальных дисков и уплотнительной резины; 3, 6, 10 – клиновые подвески под размеры обсадных колонн; 7, 11 – манифольды верхнего, среднего и нижнего корпусов колонной головки для контроля затрубного пространства; 12 – нижний корпус колонной головки, монтируется на верхней трубе кондуктора на резьбе или сварке, рабочее давление 21 МПа; 13 – средний корпус колонной головки, рабочее давление 35 МПа; 14 – верхний корпус колонной головки, рабочее давление 35 МПа; 15 – резьбовая заглушка, здесь может быть подключена нагнетательная линия; 16 – спускные пробки для опрессовки пакеров

 

По количеству обвязываемых колонн колонные головки имеют одно-, двух-, трёх-, четырёх- и пятиколонную конструкцию. Шифр колонной головки, например, ОКК3-35-140×245×324×426 (рис.9), содержит следующую инфор-мацию: ОКК – оборудование колонной головки клиновое, т.е. технические и эксплуатационные колонны подвешиваются на клиньях; 3 – количество колонн, подвешиваемых на клиньях (в данной конструкции техническая колонна диа-метром 245, 324 мм и эксплуатационная колонна диаметром 140 мм); 35 – рабо-чее давление колонных обвязок, МПа (в данном случае верхнее и нижнее по 35 МПа); 140×245×324×426 – диаметры обвязываемых колонн, мм (кондуктор Ø426 мм).

По конструкции колонные головки разделяются на колонные фланцы, которые устанавливаются  на кондуктор при помощи резьбы или сварки, и колонные головки в виде переводных катушек, имеющих верхний и нижний фланец. Сбоку колонные головки имеют в корпусе отверстия для установки задвижек и фланцев. В боковых отверстиях нарезана резьба для установки пробки с помощью приспособления, позволяющего менять задвижки под давлением. Количество колонных головок зависит от конструкции скважины. Между собой колонные головки крепятся при помощи шпилек, гаек, металлических прокладок (колец). Между собой колонные головки различаются материалом изготовления.

Критерием соответствия фланцев  колонных головок друг другу, как  верхних и нижних, так и боковых  фланцев с фланцами задвижек, является рабочее давление и условный диаметр  проходного отверстия.

Обсадные колонны укрепляются  в посадочном месте колонных головок  при помощи клиновых подвесок. Клиновые подвески укомплектованы резиновым пакером, который должен герметизировать пространство между посадочным местом колонной головки и подвешенной обсадной колонны. Кроме этого, после закрепления колонны клиньями обсадная труба обрезается труборезкой, оставляя сверху над фланцем кусок трубы высотой 130–330 мм (для различных конструкций колонных головок высота может меняться). После монтажа очередной колонной головки производится герметизация заколонного пространства резинометаллическими уплотнениями при помощи герметика, закачанного под высоким давлением в полости уплотнителей, и опрессовка межколонного пространства.

Межколонное пространство на устье скважины опрессовывается водой или незамерзающей жидкостью на давление, не превышающее остаточную прочность предыдущей колонны.

Корпус колонной головки  является первым элементом, устанавливаемым  на кондукторе. Соединение может быть резьбовым (наружным или внутренним) или же сварным. Хотя резьбовое соединение надежнее, оно имеет тот недостаток, что требует точной установки верхней резьбы трубы обсадной колонны, чтобы обеспечить монтаж подвесок и превенторов.

В случае прихвата обсадной колонны в ходе её спуска монтаж может осуществляться только с помощью отрезания обсадной трубы и сварки резьбовой части или специально отведенного "под сварку" корпуса колонной головки. В последнем случае соединение должно быть выполнено очень тщательно, соблюдая горизонтальность верхнего фланца. Внутренние и наружные сварные швы должны испытываться при помощи насоса через отверстие между двумя сварными швами.

Место посадки подвески (в  верхней части) может быть цилиндрическим или коническим (в зависимости  от марки и модели) для установки  клиньев подвески и уплотнения следующей  обсадной трубы. Два боковых отвода, нарезных или фланцевых, обеспечивают контроль затрубного пространства.