Хвостовик в нефтяной скважине

Хвостовики и разновидности подвесок для заканчивания скважин

В скважинном бурении, хвостовиком называют разновидность обсадной колонны с потайным способом установки. В частности, данный элемент монтируется в предыдущей обсадной колоне, заходя внахлёст на расстояние 20-50 метров. Фиксируется хвостовик специальной системой крепления, которая называется подвеской. 

Технология установки предусматривает возможность цементирования хвостовика, но это не является обязательным условием: способ монтажа напрямую зависит от прочности породы разрабатываемого пласта.

Преимущества хвостовиков

При заканчивании скважины хвостовиком, решаются такие задачи:

• Сокращаются этапы строительства скважины;
• Повышается качество цементирования;
• Перекрываются зоны поглощения при разгерметизации эксплуатационной колонны;
• Снижаются расходы на строительство скважин.

Имеются у хвостовиков и некоторые недостатки. Сюда можно отнести возможную негерметичность подвески, проблемы с первичным цементированием если между скважиной и хвостовиком остаются небольшие кольцевые зазоры.

Устройство хвостовиков

Конструкцию подвески можно рассмотреть на примере гидромеханической модели, которая используется для установки тяжёлых хвостовиков марки ПХГМЦ.Т. Такая подвеска может взаимодействовать с пакерами ПГМЦ или стоп-патрубками. Подвеска не предназначена для двухступенчатого цементирования.

Конструкция подвески включает 5 независимых узлов, гидравлического или механического действия:

• Якорь;
• Разъединитель;
• Пакер;
• Узел допакеровки;
• Дублирующий узел разъединителя.

Устанавливается подвеска на последнюю трубу хвостовика и размещается внутри обсадной колонны на заданной глубине. Конструкция предусматривает защиту от преждевременного срабатывания в процессе цементирования.

Разновидности подвесок

Колонну с установленным хвостовиком используют в качестве эксплуатационной, поэтому основным критерием при выборе подвески является способность противодействия сминающему давлению. В настоящее время, используются несколько различных способов установки хвостовиков: цементируемый, на клиньях и на опорной поверхности. Для каждого из перечисленных вариантов применяется свой тип подвески.

В общих чертах, подвески делятся на 3 группы:

• Гидравлические;
• Механические;
• Гидромеханические (комбинированные).

Здесь приведена классификация по принципу действия механизма установки, которая считается основной. Однако у подвесок имеются и другие отличительные особенности конструкции. Например:

• Вращающиеся. Здесь предусмотрен подшипниковый узел, обеспечивающий вращение хвостовика в процессе заливки тампонажных растворов, что заметно повышает качество цементирования.
• Защита плашек. Эти элементы располагаются внутри специальных углублений, что полностью исключает повреждение при интенсивном вращении или раскачивании хвостовика в процессе спуска на заданную глубину.
• Нецементируемые. Такие подвески позволяют зафиксировать хвостовик без заливки цементирующих растворов, что предполагает определённую финансовую выгоду при выполнении работ.

При выборе подвески хвостовика в зависимости от способа установки, необходимо учитывать ряд моментов. 

В частности, цементируемые подвески обеспечивают высокую герметичность и надёжность, но способствуют загрязнению продуктивного пласта. 

Для подвесок, используемых для установки хвостовика на клиньях характерна высокая вероятность ложных срабатываний. Устройства для монтажа на опорной поверхности требовательны к точности: если хвостовик не дойдёт до заданной глубины, подвеска не сработает.
 

aris-ot.ru

Технология и конструкции подвески хвостовика — Мегаобучалка

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКО ФЕДЕРАЦИИ

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение

Высшего образования

«тюменский ИНДУСТРИАЛЬНЫЙ университет»

ИНСТИТУТ геологии И нефтегазодобычи

Кафедра «Бурение нефтяных и газовых скважин»

Реферат

По предмету Особенности заканчивания наклонно-направленных скважин с горизонтальным окончанием

Тема: Технология и конструкции подвески хвостовика

Выполнил: Апрелев А.С.

Группа БГСМ-з 16-1

Проверил: Кузнецов В.Г. Д.т.н, профессор

Тюмень 2018

Глава 1. Понятие хвостовик. Основные способы подвески хвостовика.

Хвостовик – обсадная колонна потайного типа, которая устанавливается в специальной системе подвески в предыдущей обсадной колонне («внахлёст» на 20-50 м). Хвостовик может как цементироваться, так и не цементироваться, что обусловлено в первую очередь прочностью пород разрабатываемого пласта-коллектора.

Хвостовики подвешивают на промежуточной колонне с помощью устройства, состоящего из пакера и скользящих клиновых плашек и называемого подвеской хвостовика. При заканчивании скважины с хвостовиком эту колонну вместе с промежуточной используют как эксплуатационную.

Поскольку хвостовик устанавливается на забое и подвешен на промежуточной колонне, то основной критерий расчета — способность противостоять максимальному сминающему давлению.

Недостатки хвостовика: возможная негерметичность в подвеске хвостовика; затруднения, возникающие при первичном цементировании вследствие малых кольцевых зазоров между хвостовиком и скважиной.

При бурении хвостовики применяют для изоляции зон поглощения или аномально высоких давлений, что позволяет продолжать бурение на большую глубину.

Существуют три принципиально различающихся между собой способа глубинной подвески хвостовиков и секций обсадных колонн при креплении скважин: а) на цементном камне; б) на клиньях; в) на опорной поверхности. Также большинство подвесок можно распределить по группам в соответствии с механизмом их установки, который бывает либо механическим, либо гидравлическим. Кроме этого, подвески могут быть классифицированы по числу конусов и возможности вращаться после того, как подвеска была установлена.

Цементируемые хвостовики подвешивают как в обсаженном (рисунок 1, а), так и в необсаженном стволе скважины (рисунок 1, б) непосредственно в процессе их цементирования. При этом подвеска производится в следующей последовательности: 1) подъем тампонажного раствора на всю длину обсадной колонны, удерживаемой на весу бурильными трубами; 2) удаление тампонажного раствора, поднятого над хвостовиком; 3) отсоединение бурильных труб от хвостовика только после образования за обсадными трубами цементного камня. Обсадные трубы остаются зацементированными в растянутом состоянии. Для подвески хвостовиков, верхняя часть которых находится в ранее обсаженном стволе скважины, применяют схожие устройства, различающиеся незначительными конструктивными особенностями.

Хвостовики, устанавливаемые на клиньях, подвешивают только в обсаженной части скважины. Основной принцип этого способа установки заключается в том, что верхнюю часть хвостовика заклинивают в предыдущей колонне с помощью клиновидных плашек, выдвигаемых в кольцевой межколонный зазор. Для установки хвостовика при таком способе используют «механические», «гидравлические» или «гидромеханические» подвески. «Механические» подвески хвостовика (рисунок 2) срабатывают за счет механического воздействия на бурильные трубы (вращение, создание осевой нагрузки). «Гидравлические» подвески хвостовика (рисунок 3) устанавливаются за счет воздействия нагнетаемого давления на элемент подвески, который способствует выдвижению клиньев. Подвесные устройства, устанавливаемые на опорной поверхности, обеспечивают подвеску хвостовиков на различных участках предыдущей обсадной колонны, где расположен специальный упор. Упорами, на которых устанавливают хвостовики, могут служить 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 предыдущей обсадной колонны. Каждому из указанных трех видов опорной поверхности соответствует подвесное устройство, которым оборудуют спускаемый хвостовик. Анализируя вышеперечисленные способы установки хвостовика, можно выявить преимущества и недостатки каждого из них. К недостаткам цементируемых хвостовиков можно отнести большие материальные затраты на процесс цементирования и дополнительные усилия на его продавку, а также высокую степень загрязнения продуктивного пласта. Главным недостатком клиновых подвесных устройств является высокая вероятность преждевременного срабатывания. А группа устройств, устанавливаемых на опорной поверхности, может быть, использована только при условии спуска хвостовика до заданной глубины. Т.е. при нарушении этого условия, в случае недоспуска хвостовика, устройство не дойдет до упора и не сработает.

Выбор способов подвески хвостовиков в конкретных геолого-технических условиях осуществляется, исходя из следующих основных факторов: глубина установки хвостовика; параметры кривизны скважины; типоразмер и вес бурильных труб; скважинные условия, воздействию которых может подвергаться подвеска хвостовика.

Глава 2. Существующие виды подвесок хвостовика.

ПОДВЕСКА ХВОСТОВИКА ЦЕМЕНТИРУЕМАЯ ЗАЩИЩЕННАЯ ПХЦЗ

Подвеска хвостовика цементируемая защищенная ПХЦЗ предназначена для проведения спуска, подвески и герметизации хвостовика в скважине с цементированием, проведения технологических операций, связанных с цементированием и последовательным приведением в действие узлов якоря, пакера и последующим разъединением транспортировочной колонны и хвостовика.

Область применения устройства — вертикальные, наклонно направленные (пологие) стволы скважин и стволы с горизонтальным окончанием, в которые спускаются и цементируются хвостовики (потайные обсадные колонны).

Подвеска ПХЦЗ состоит из четырех функционально законченных и работающих независимо друг от друга узлов:

- узла якоря, обеспечивающего подвеску хвостовика в технической колонне;

- узла гидромеханического пакера, обеспечивающего герметизацию межтрубного пространства;

- узла гидравлического разъединителя, обеспечивающего спуск узлов устройства в скважину вместе с хвостовиком, проведение технологических операций, связанных с промывками, приведение в действие всех устройств с последующим автоматическим разъединением транспортировочной колонны и устройства;

- узла механического разъединения, дублирующего работу гидравлического.

После окончания спуска хвостовика до заданной глубины и проведения технологических промывок, осуществляется следующая совокупность технологических операций для приведения в действие устройства ПХЦЗ:

- проведение цементирования хвостовика с пуском цементировочной пробки после закачки тампонажного раствора для разделения его от продавочной жидкости;

- продавливание тампонажного раствора в затрубное пространство до получения сигнала «стоп»;

- приведение в действие узла якоря производится повышением внутреннего избыточного давления до величины Р = 16 МПа. Через отверстие в полом штифте давление передается во внутреннюю полость гидропривода. Взаимодействуя с плашками, гидропривод раздвигает их в радиальном направлении и прижимает к стенкам технической колонны;
- приведение в действие узла пакера производится повышением внутреннего избыточного давления до величины Р = 16 МПа. Давление передается во внутреннюю полость гидропривода, происходит срез винтов и перемещение толкателя, который, взаимодействуя с манжетами и находящимся между ними центратором, герметично прижимает манжеты к стенкам технической колонны;

- узел разъединителя приводится в действие при наращивании внутреннего избыточного давления до величины Р = 20 МПа. Давление передается на поршень, срезные винты разрушаются, поршень перемещается и освобождает при этом упоры и, таким образом, отсоединяется от наружного корпуса и соединенного с ним хвостовика;

- узел механического разъединения приводится в действие вращением транспортировочной колонны вправо, 20 оборотов; предварительно необходимо установить на индикаторе вес, соответствующий весу транспортировочной колонны в жидкости;

- проведение промывки и подъем транспортировочной колонны.

В процессе крепления скважины в состав хвостовика включаются следующие технические средства:

- при сплошном цементировании хвостовика

нижняя труба хвостовика оснащается башмаком, затем устанавливается обратный клапан и стоп-патрубок. На последнюю трубу хвостовика устанавливается подвеска ПХЦЗ, которая соединяется с транспортировочной колонной;

- при манжетном цементировании хвостовика

нижняя труба фильтровой части хвостовика оснащается башмаком, над фильтровой частью устанавливается пакер для манжетного цементирования одной из моделей ПГМЦ, ПГМЦ2 или ПГМЦ4. На последнюю трубу хвостовика устанавливается подвеска ПХЦЗ, которая соединяется с транспортировочной колонной.

megaobuchalka.ru

Комплект оборудования для хвостовика КГНВ 178/114 (ОТТГ) с возможностью вращения.

Комплект оснастки хвостовика  используется для оснащения потайных колонн (хвостовиков) условным диаметром 114 мм, для крепления последних в эксплуатационной  колонне условным диаметром 178 мм с толщиной стенки 9,2 мм. Тип хвостовика - с горизонтальным окончанием нецементируемый, с фильтрами скважинными щелевыми открытыми ФСЩО-114-0,2 ТУ 3665-002-75170487-2007 фильтрами и водонабухающими пакерами (допускается применение фильтров другого типа). При спуске должна обеспечиваться возможность вращения всего хвостовика и промывки через башмак. С помощью оснастки обеспечивается подвешивание хвостовика и перекрытие межтрубного пространства. Диаметр открытого ствола 155.6 мм (без учета кавернозности). Интервалы спуска 900,0 - 2500,0 м – по стволу скважины. Максимальный наружный диаметр набухающих пакеров 143 мм, фильтров сетчатых или проволочных D мах = 127 мм.

www.zenith.ru

Технология заканчивания скважин - Бурение и Нефть

Журнал входит в перечень ВАК (495) 979-13-33, (495) 971-65-84, (925) 384-93-11, (909) 670-44-09, тел./факс: (499) 613-93-17

Technology of well completion S. Skoblya, L. Polyakov, «Surgutneftegas» JSC Выполнение руководящих документов и планов работ при спуске и креплении обсадных колонн в Сургутском УБР-2 является гарантией их качества. In Surgut UBR-2 sophisticated technology of repair isolating jobs allows to shorten material-technical expenses and to speed-up introduction of wells into exploitation-operation. Сургутское управление буровых работ №2 ОАО «Сургутнефтегаз» осуществляет строительство скважин на двенадцати месторождениях НГДУ «Нижнесортымскнефть». В управлении 13 буровых бригад и две бригады по подготовке буровых установок после монтажа к бурению. Строительство всех скважин ведется по групповым рабочим проектам на строительство наклонно-направленных эксплуатационных, нагнетательных, водозаборных и прочих скважин по каждому месторождению и конкретному продуктивному пласту. Проекты разрабатываются Сургутским научно-исследовательским и проектным институтом «СургутНИПИнефть». Конструкция для всех скважин однотипная. При опасности размыва устьевого пространства на глубину 30 – 60 м спускается направление ∅ 324 мм и цементируется до устья. Для перекрытия верхних водоносных горизонтов, неустойчивых отложений, зон распространения многолетнемерзлых пород и люлинворских глин, склонных к вспучиванию, что приводит к нарушению целостности эксплуатационных колонн, кондуктор ∅ 245 мм спускается до глубины 750 – 850 м и цементируется до устья. Эксплуатационная колонна в нагнетательных скважинах ∅ 146 мм (во всех остальных – ∅ 168 мм) спускается на 50 м ниже проектного продуктивного горизонта. Цементируется с перекрытием башмака кондуктора на 150 м. Строительство скважин с горизонтальным вскрытием продуктивного пласта в настоящее время является приоритетным направлением в ОАО «Сургутнефтегаз». При этом эксплуатационная колонна ∅ 168 мм спускается в кровлю продуктивного пласта с заходом в пласт под углом 88 – 90°. Хвостовик ∅ 114 мм спускается в горизонтальный участок ствола скважины. При отсутствии воды в пласте хвостовик представлен дырчатыми фильтрами ФД-114. В остальных случаях в скважину спускаются обсадные трубы ∅ 114 мм и цементируется весь горизонтальный участок с заходом в эксплуатационную колонну ∅ 168 мм на 150 м. Во всех случаях хвостовики подвешиваются в эксплуатационной колонне с герметизацией межтрубного пространства на подвески производства Рязанского ОАО «Тяжпрессмаш» – ПХН – 114/168 (подвеска хвостовика не цементируемая) и ПХЦЗ – 114/168 (подвеска хвостовика цементируемая). Для крепления скважин применяются обсадные трубы заводов Трубной металлургической компании. Башмаки колонные типа БКМ и клапаны обратные дроссельные типа ЦКОДМ поставляет краснодарский завод «Нефтемаш». Для центрирования обсадных колонн в скважине успешно используются пружинные сварные центраторы типа ПЦ, разработанные ООО НТЦ «ЗЭРС» и производимые на Рязанском заводе ОАО «Тяжпрессмаш». Обсадные трубы, обратные клапаны и пакерная продукция перед поступлением в буровое управление проходят на Центральной трубной базе входной контроль резьбовых окончаний и проверку путем опрессовки под давлением 25 МПа. Результаты проверки оформляются соответствующим актом, сопровождающим продукцию до скважины. На основании групповых технических проектов, регламентирующих документов по креплению скважин и правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности, отдел проектирования строительства скважин СУБР-2 составляет планы работ на спуск и цементирование обсадных колонн с корректировкой нагрузок на спускаемую колонну и объемов жидкостей, тампонажных материалов и техники. В плане отражаются: 1. Данные по скважине, включая: диаметр и глубину спуска предыдущей колонны; диаметр и глубину спуска рассматриваемой колонны и проектные уровни подъема тампонажных растворов; диаметр долота, используемого для бурения под колонну, и параметры бурового раствора; глубину залегания проектного пласта, пластовое давление, газовый фактор и коэффициент кавернозности скважины. Последующие разделы содержат объемы необходимых работ по подготовке, спуску и цементированию обсадных колонн с указанием ответственных лиц по каждому пункту плана работ. 2. Подготовительные работы: объем обсадных труб и патрубков, необходимых для завоза на буровую и укладки их на приемные стеллажи по толщинам стенок в обратном порядке спуска в скважину; необходимые оборудование, инструмент, элементы оснастки обсадной колонны, химические реагенты, объем тампонажного материала; подготовка жидкостей для приготовления тампонажных растворов и продавливания последних в затрубное пространство в полном объеме, нагретых до температуры окружающего воздуха; подготовка ствола скважины к спуску колонны – шаблонирование, приведение параметров и объема бурового раствора до проектных значений; проверка готовности буровой установки к спуску обсадной колонны комиссией районной инженерно-технологической службы с подписанием акта готовности; проверка готовности буровой установки и скважины к спуску обсадной колонны, запрос разрешения у главного инженера управления на спуск обсадной колонны; ознакомление всех инженерно-технических работников с планом работ, составление графика контроля выполнения плана работ и регламента при спуске обсадных труб в скважину, объемов долива в колонну бурового раствора и его вытеснения при спуске, соблюдение режима промывок – промежуточных и после спуска; инструктирование вахт по контролю за шаблоном при шаблонировании обсадных труб, технологии подготовки обсадных труб, их свинчиванию, докреплению резьбы и спуску в скважину, контроль за выходом бурового раствора при спуске колонны и циркуляцией при промывках, подготовительных работах к цементированию. 3. Спуск обсадных колонн: таблица очередности спуска обсадных труб в скважину, веса секций обсадных труб и расчетных коэффициентов запаса прочности; конструкции всей обсадной колонны; рекомендации по шаблонированию, очистке резьбы, смазке, свинчиванию, снятию колонны труб с клиньев и скорости спуска в скважину; технология промежуточных промывок – производительнось буровых насосов, давление на стояке и продолжительность; последовательность работ при спуске последних труб обсадной колонны. 4. Подготовительные работы к цементированию обсадной колонны: заявка на тампонажную технику и объемы тампонажного материала; ознакомление инженера тампонажного управления с планом работ; составление акта готовности скважины и тампонажного флота к цементированию; порядок работ по расстановке тампонажной техники; подготовка и установка цементировочной головки, обвязка ее тампонажными манифольдами, опрессовка последних. 5. Цементирование колонны: расчет объемов цементных растворов и продавочной жидкости, расчет необходимого количества цемента и жидкости приготовления тампонажных растворов; описание последовательности работ по цементированию – приготовление цементных растворов и закачка их в скважину, освобождение разделительной пробки и режим продавливания цементного раствора за обсадную колонну, допустимые рабочие давления окончания цементирования и момента посадки пробки на ЦКОД, порядок действий при возникновении нештатных ситуаций на момент окончания цементирования. 6. Заключительные работы после цементирования и ожидания затвердевания цемента включают в себя порядок действий по отвороту допускного патрубка, оборудование и герметизацию устья. Общее руководство креплением скважин эксплуатационными колоннами и хвостовиками осуществляет инженер по креплению технологического отдела по заключительным работам в бурении. В его обязанности входят: проверка готовности буровой установки, скважины и буровой бригады к спуску колонны; составление графика контроля над спуском и контроль его выполнения; замер длины обсадных труб, ведение меры спускаемой колонны, контроль порядка спуска труб и установки колонной оснастки; контроль качества промывок; проверочный расчет объемов цементных растворов и продавочной жидкости, руководство цементированием и оформление всех документов по креплению скважины. Технологический контроль спуска и цементирования обсадных колонн осуществляют закрепленный за буровой бригадой главный специалист, начальник отдела, руководство центральной и районной инженерно-технологических служб или специалисты, их замещающие. Цементирование, в основном, производится в одну ступень, а при недоподъеме цементного раствора до проектного уровня производится наращивание цементного камня за колонной встречным цементированием. На цементирование скважин в 2012 г. использовано 48 тыс. тонн тампонажного цемента, произведенного на заводах ОАО «Сухоложскцемент» (Свердловская область). Эксплуатационные колонны в интервале продуктивных пластов и выше 150 м и хвостовики цементируются высокосульфатостойким цементом марки ПТЦ-I-G-CC-1 с нулевым водоотделением. Остальной интервал эксплуатационной колонны, кондуктор и направление цементируются тампонажным цементом для холодных скважин марки ПТЦ-II-50. Вот уже 9 лет облегченный цементный раствор плотностью 1,50 г/см3 приготавливаем затворением цемента марки ПТЦ-II-50 суспензией бурового раствора плотностью 1,03 – 1,04 г/см3. В лаборатории тампонажных растворов тампонажного управления каждая партия цемента, получаемая управлением, проверяется на соответствие ГОСТу 26798.1 – 96 и ГОСТу 26798.2 – 96. Определяются следующие характеристики тампонажного раствора и камня: плотность, растекаемость, водоотделение; время загустевания, время начала и конца схватывания; объем раствора заданной плотности, полученный из одной тонны цемента; предел прочности цементного камня при изгибе и сжатии. Эпизодически проводились испытания облегченного цемента ПЦТ-III-5-об-100 Сухоложского цементного завода, дающие хороший результат по подъему цементного раствора до проекта. В настоящее время для промышленного применения облегченного цемента заводского изготовления в тампонажном управлении ведутся работы по увеличению вместимости складов цемента и строительство новых складов на БПТОиКО объединения. В тампонажном управлении и в СургутНИПИнефти, а также на буровых предприятиях объединения проводятся лабораторные и промышленные испытания расширяющихся цементов различных производителей. Так, расширяющийся цемент РТМ-75 производства ООО НПФ «Спеццемент» г. Нижневартовск, примененный при цементировании нескольких скважин, позволил увеличить сплошной контакт в продуктивных горизонтах до 95 – 97%. Работы по цементированию скважин проводит Нижнесортымский цех Сургутского тампонажного управления. В СТУ ведется работа по совершенствованию технологии цементирования скважин, внедрению новой спецтехники. Внедряется новый двухнасосный плунжерный цементировочный агрегат УНП2 – 320х40, который по производительности заменяет два обычных агрегата ЦА-320. Применение осреднительной установки УОП-20 повышает сцепление цементного камня с колонной. Регулирование процесса цементирования осуществляется компьютеризированными станциями контроля, что позволяет добиваться необходимого качества крепления, существенно снижая погрешность измеряемых параметров цементирования. Испытываются обсадные колонны на герметичность, после проведения геофизических работ по определению характера сцепления цементного камня с обсадными трубами и расположения цемента в затрубном пространстве, опрессовкой на внутреннее

burneft.ru

Способ установки хвостовика обсадной колонны в скважине

Предложение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам подвешивания обсадных колонн при креплении нефтяных и газовых скважин, как вертикальных, так и наклонных. Включает спуск хвостовика с подвеской в скважину, установку хвостовика на подвеске, выполненной с ребрами для заклинивания в заданном по кавернометрии участке скважины, цементирование, отсоединение бурильных труб, промывку ствола выше хвостовика, подъем бурильных труб сразу после цементирования и ожидание твердения цемента. При этом подвеску, изготовленную из продольно-гофрированной трубы большего диаметра, чем внутренний диаметр скважины, располагают на нижнем конце хвостовика. Снизу подвески размещают башмак из легкоразбуриваемого материала с тарированным отверстием, позволяющим расширить гофрированную трубу подвески до прижатия ее ребер к стенке скважины перепадом давления, создаваемым прокачкой через это отверстие жидкости с определенным расходом. При этом диаметр трубы и количество гофр подвески выбирают такими, чтобы после ее расширения оставались наружные продольные каналы, достаточные для прокачивания цемента, а внутри - канал, достаточный для прохода скважинного оборудования. Обеспечивает надежную установку хвостовика обсадной колонны любой длины при диаметре скважины, отличающемся от расчетного, и герметичном разобщении заколонного пространства. 2 ил.