8 800 333-39-37
Ваше имя:
Номер телефона:

Межколонное пространство скважины


Межколонное пространство - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 2

Межколонное пространство

Cтраница 2

После этого в межколонное пространство закачивают незамерзающую жидкость с использованием разделителя для полного вытеснения воды. Весь процесс промывки межколонного пространства водой и ее последующего замещения держится под строгим контролем специальной системой автоматики.  [16]

Для это-о в межколонное пространство пере-вижным компрессором нагнетают воз-ух. Сжатый воздух оттесняет воду вниз башмаку насосно-компрессорных труб, затем, прорвавшись внутрь этих труб, азирует жидкость и выталкивает ее на невную поверхность. По мере насыще-ия жидкости воздухом плотность и дав-ение столба ее уменьшаются, а после ыброса каждой порции воды из труб ровень жидкости в скважине падает, [ осле того как начнется приток пласто-эй жидкости в скважину, компрессор гключают.  [18]

В случае бурения межколонное пространство отдельных скважин используют для сброса излишков наработанного глинистого раствора и технической воды. При этом в отложения, расположенные ниже башмака кондуктора, в течение цикла строительства скважин куста закачивают значительные объемы утилизируемой жидкости.  [19]

При опрессовках зацементированного межколонного пространства, заполненного цементным камнем кольца между колонной и кондуктором длиной 550 м, незамерзающей жидкостью давление опрессовки за 30 мин снижается с 10 до 5 МПа в среднем по всем скважинам Заполярного месторождения.  [20]

Межпластовые перетоки по негерметичному межколонному пространству добывающих и водонагнетательных скважин не создают серьезных осложнений в разработке.  [21]

Если давление в межколонном пространстве высокое и продолжает увеличиваться, что свидетельствует о нарушении герметичности, необходимо срочно об этом сообщить дежурному инженеру.  [22]

При наличии в межколонном пространстве интервала открытого стратиграфического разреза оценка герметичности при опрессовке оценивается не по падению давления, а по отсутствию видимых утечек рабочего агента по соединениям устьевой обвязки и заколонных проявлений вокруг устья скважины. Величина давления устанавливается проектом.  [23]

После прекращения закачки жидкости межколонное пространство на устье быстро открывают, и на пласт действует квазигидроударная депрессия, величина которой эквивалентна энергии сжатого воздуха. Заменой статической депрессии на гидроудар обеспечивается повышение эффективности метода обычной закачки воздуха компрессором.  [24]

В первом случае в межколонное пространство было закачано 2 4 м3 цементного раствора и после ОЗЦ цементное кольцо отбито на глубине ПО м вместо 77 м по расчету, то есть 1 1 м3 цементного раствора поглощено стенками скважины. Во втором случае в межколонное пространство было закачано 3 1 м3 цементного раствора и зафиксирован выход его на устье.  [25]

При испытании полностью зацементированного межколонного пространства ( МКП) скважины на герметичность давлением 10 6 МПа на всех скважинах за 30 минут это давление также снижается на недопустимую для газовых скважин величину. Давление снижается даже до 0 4 МПа за 30 мин, например на скв. Куда же уходит жидкость испытания.  [26]

Монтаж горизонтальных воздуховодов в межколонном пространстве ( рис. 106) начинают с установки внутри колонн промежуточных патрубков, временно прикрепляя их к колоннам. Длина патрубков должна быть несколько больше ширины колонн, чтобы их фланцы были доступны для сборки. Укрупненный блок, поднятый в проектное положение, соединяют с патрубками и крепят к заранее выверенным подвескам.  [27]

При обнаружении давления в межколонном пространстве должны быть проведены необходимые исследования и приняты оперативные меры по выявлению и устранению причины перетока. По результатам исследований решается вопрос о возможности эксплуатации скважины.  [28]

Если столб воды в межколонном пространстве имеет

www.ngpedia.ru

Герметичность - заколонное пространство - скважина

Герметичность - заколонное пространство - скважина

Cтраница 1

Герметичность заколонного пространства скважин обеспечивается применением цементов определенных марок, дающих газонепроницаемый, трещиностойкий цементный камень.  [1]

Нарушение герметичности заколонного пространства скважин происходит из-за несоответствия реально допустимых в регламентирующих нормативных документах избыточных давлений опрессовки.  [2]

По проблеме восстановления герметичности заколонного пространства скважины выполнено много теоретических и промысловых исследований, в результате которых предложены и успешно применяются методы повторного цементирования, исправления некачественного цементного кольца, а также различные тампонажные материалы для их осуществления.  [3]

Прочность камня имеет большое значение прежде всего для обеспечения герметичности заколонного пространства скважин: в случае сильного повышения избыточного внутреннего давления в обсадной колонне, температуры ее или приложения к колонне осевой растягивающей силы после образования цементного камня в последнем возникают значительные тангенциальные и осевые растягивающие напряжения, под воздействием которых камень может разрушиться.  [4]

К настоящему времени разработано множество изоляционных составов для восстановления герметичности заколонного пространства скважины, анализ и результаты применения которых показали, что большинство из них имеют определенный набор необходимых и важных свойств, однако составы, обладающие комплексом необходимых качеств, практически отсутствуют.  [5]

Прочность камня имеет большое значение прежде всего для обеспечения герметичности заколонного пространства скважин: в случае сильного повышения избыточного внутреннего давления в обсадной колонне, температуры ее или приложения к колонне осевой растягивающей силы после образования цементного камня в последнем возникают значительные тангенциальные и осевые растягивающие напряжения, под воздействием которых камень может разрушиться.  [6]

ГГЦ) дает возможность получить безусадочные расширяющиеся тампонажные растворы с улучшенными физико-механическими свойствами, позволяющими повысить герметичность заколонного пространства скважин на ПХГ.  [7]

Экспериментально доказана эффективность применения разработанной упрочняющей гелеобразующей композиции на основе СРШ в качестве герметизирующего состава для восстановления герметичности заколонного пространства скважины, на основе которой разработан соответствующий проект технологического регламента.  [8]

В четвертой главе приведены результаты исследования герметизирующей способности разработанных гелеобразующих составов ( композиций) и обоснование технологического регламента на их применение для восстановления герметичности заколонного пространства скважин.  [9]

Проведены детальные исследования скважин с МКД по выявлению причин заколонных перетоков газа и разгерметизации заколонного пространства при ОЗЦ и опрессовках обсадных колонн. Предложены способы и технологии обеспечения и восстановления герметичности заколонного пространства скважин.  [10]

Необходимость рассмотрения указанных трех серий вариантов по возможной емкости хранилища объясняется следующим. Трудности освоения средней заглинизированной пачки очевидны. Поэтому приобщение ее к эксплуатации проблематично. Небольшая мощность среднего загли-низированного пропластка ( всего несколько метров) может не позволить достичь герметичности заколонного пространства скважин и раздельное освоение верхней и нижней пачек окажется невозможным.  [11]

ГРП на бурение предусматривает опрессовку эксплуатационных колонн сеноманских скважин производить избыточным давлением жидкостью давлением 13 МПа и на 30 МПа для неокомских скважин. При заполнении колонны жидкостью давление на забое достигает 26 М Па для сеноманских и до 60 МПа для неокомских скважин. Это давление увеличивается с глубиной скважины и определяется гидростатическим давлением, создаваемым столбом жидкости опрессовки, на всем протяжении зацементированной эксплуатационной колонны от устья до забоя. Воздействие этого избыточного давления на колонну и цементное кольцо приводит к разрушению сплошности цементного кольца за колонной и образованию микротрещин на всем его протяжении от забоя скважины до устья. Это является одной из основных причин нарушения герметичности заколонного пространства скважин, приводящих появлению межколонных давлений в процессе эксплуатации скважин.  [12]

Страницы:      1

www.ngpedia.ru

Герметизация - межколонное пространство - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Герметизация - межколонное пространство

Cтраница 1

Герметизация межколонного пространства и фланцевого соединения осуществляется с помощью верхнего и нижнего пакеров из эластомеров или уплотнений различной конструкции.  [1]

Герметизация межколонного пространства и фланцевого соединения осуществляется с помощью верхнего и нижнего пакеров из эластомеров или уплотнений различной конструкции. Наибольшее распространение получила конструкция пакера, приведенная на рис. 9.5. Основные размеры таких пакеров приведены в табл. 9.4. Для размещения пакеров в колонных головках предусмотрены проточки, диаметры которых приведены в табл. 9.5 и 9.6. Межпакерное пространство заполняется уплотнительным составом типа ЛЗ-162 по ТУ 38 - 101315 - 77 или Арматол-238 по ТУ 38 - 101812 - 83 через специальное отверстие в нижнем фланце и спрессовывается на расчетное давление, определяемое из условия предупреждения смятия верхней обсадной трубы, но не выше рабочего давления фланцев.  [3]

Второй превентор используется для герметизации межколонного пространства при временных паузах в спуско-подъемных операциях. На этот превентор может быть кратковременно подвешена колонна, если необхо-димо сменить клинья в слайдерах, уплотнитель в герметизаторе, сменные вставки плашек в третьем и четвертом превенторах. Последние превенторы - рабочие, имеют сменные износоустойчивые - вставки, допускающие протаскивание и вращение колонны при закрытых плашках.  [4]

Также используются плашечные превенторы для герметизации межколонного пространства в процессе спуска-подъема колонн при давлении в скважине, превышающем 21 МПа - предельное давление, обеспечивающее работоспособность герметизатора.  [5]

Колонная головка предназначена для обвязки обсадных колонн между собой и герметизации межколонного пространства. Используются колонные головки ГКК на рабочее давление 200, 300, 320, 500 атм. В них обсадная колонна подвешивается на клиньях, а фланцы снабжены металлическими прокладками. На колонную головку устанавливают фонтанную арматуру, состоящую из трубной головки и фонтанной елки. Арматура предназначена для подвески труб, герметизации устья скважины, контроля и регулирования режима ее работы.  [6]

Колонная головка предназначена для обвязки верхних концов обсадных колонн и кондуктора между собой и герметизации межколонного пространства.  [8]

В отличие от скважинного оборудования, где имеется возможность аварийного перекрытия колонны, устьевое оборудование для герметизации межколонного пространства ( превенторы, герметизаторы) должно иметь высокую надежность. Поэтому в этом оборудовании для повышения надежности применяют несколько превенторов.  [9]

Отисом была предложена установка для с пуска - - подъем а труб в незаглушенной фонтанной скважине и герметизации межколонного пространства, которая явилась основополагающей в развитии техники спуска - подъема труб под давлением.  [10]

Однофланцевая колонная головка навинчивается или приваривается к выступающему концу кондуктора и служит для обвязки первой промежуточной колонны, а также герметизации межколонного пространства. В верхней части корпуса одно-фланцевой колонной головки выполнены цилиндрическая и коническая расточки, предназначенные для установки узла пакера и клиньевой подвески.  

www.ngpedia.ru

Способ восстановления герметичности межколонного пространства скважины

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при проведении ремонтно-изоляционных работ в скважинах, в частности для восстановления герметичности межколонных пространств при эксплуатации глубоких нефтяных, газовых и газоконденсатных скважин.

Известно, что межколонные нефтегазопроявления имеют место во многих скважинах. Газ и нефть либо выходят на устье скважины, либо появляются в виде межколонных перетоков. Миграция пластового флюида происходит по контактной зоне цементный камень - обсадная колонна и цементный камень - стенка скважины вследствие каналообразования в период затвердевания цементного камня и дальнейшей эксплуатации скважины.

В современной нефтегазодобыче восстановление герметичности межколонных пространств (МКП) скважин производят повторным цементированием под давлением. Этот способ включает спуск насосно-компрессорных труб в скважину до места расположения перфорационных отверстий или дефекта в колонне и нагнетание через них тампонажного раствора под давлением (Сулейманов А.В. "Техника и технология капитального ремонта скважин". М., Недра, 1987; Аветисов А. Г. и др. "Ремонтно-изоляционные работы при бурении нефтяных и газовых скважин" М.: Недра, 1981; РД 39-1-843-82 "Инструкция по ремонту крепи скважин", Краснодар, ВНИИКр-нефть, 1983).

К недостаткам указанного способа относятся следующие.

1. Нарушение целостности обсадной колонны при перфорации. Даже в случае устранения межколонного перетока скважина не может эксплуатироваться и подлежит ликвидации в связи с нарушением целостности обсадной колонны.

2. Цементные растворы, применяемые при повторном цементировании, не отвечают одному из основных требований, предъявляемых к составам при проведении ремонтно-изоляционных работ, а именно - высокой проникающей способности, а наоборот, обладают очень низкой проникающей способностью, т.е. высокой вязкостью, большим содержанием твердой фазы, высокими реологическими параметрами. В реальной практике при работе с цементными растворами и другими изолирующими составами приемистость каналов межколонного пространства и эффективность работ по восстановлению герметичности межколонных пространств в связи с этим отсутствует.

Наиболее близким из аналогов является способ восстановления герметичности межколонного пространства скважины, включающий закачку в межколонное пространство скважины рабочей жидкости, охлаждение ствола скважины (пат. РФ №2010935 С1,15.08.1994).

Техническим результатом является решение проблемы восстановления герметичности межколонного пространства скважины.

Недостатками указанного способа являются следующие.

1. Незначительная глубина проникновения рабочей жидкости в флюидопроводящие каналы межколонного пространства вследствие сужения флюидопроводящих каналов при прогреве ствола скважины и значительного температурного расширения обсадных колонн.

2. Водный раствор соли или кристаллы соли не являются герметизирующим материалом и не способны образовать в флюидопроводящем канале нефтегазонепроницаемую композицию.

3. В случае пуска скважины в работу, т.е. при прогреве ствола скважины происходит растворение кристаллов соли и неизбежно появление гидравлической связи между проявляющим пластом и дневной поверхностью через газопроводящие каналы.

Задачей предлагаемого изобретения является восстановление герметичности межколонного пространства за счет увеличения интервала заполнения каналов перетока изолирующим составом и создания в интервале нефтегазопроводящего канала долговечной непроницаемой композиции.

Для решения поставленной задачи в способе восстановления герметичности межколонного пространства скважины, включающем закачку в межколонное пространство скважины рабочей жидкости, охлаждение ствола скважины, в качестве рабочей жидкости закачивают жидкость-комплексообразователь - раствор карбамида в метаноле, а перед охлаждением ствола скважины производят стравливание газа из межколонного пространства до появления нефти в межколонном выводе.

Техническим результатом является решение проблемы восстановления герметичности межколонного пространства скважины. В межколонное пространство нефтяной, газовой или газоконденсатной скважины закачивают рабочую жидкость, в качестве которой используют комплексообразователь. При этом происходит заполнение каналов межколонного пространства рабочей жидкостью на значительную глубину в пористые среды, что достигается благодаря высокой проникающей способности, фильтруемости и низкой вязкости, например, истинного раствора карбамида в метаноле. Кроме того, в ходе закачки происходит гравитационное замещение межколонного флюида (нефти) рабочей жидкостью, т.к. плотность рабочей жидкости выше плотности нефти. В ходе замещения, когда закачиваемая рабочая жидкость движется вниз, а нефть к устью скважины, происходит химическая обработка нефти рабочей жидкостью без образования комплексов. Далее производят стравливание газа из межколонного пространства до появления нефти в межколонном выводе, что способствует заполнению всего интервала нефтегазопроводящего канала нефтью, обработанной карбамидом.

Затем скважину охлаждают. При температуре 35-40°С и ниже начинается процесс депарафинизации нефти и образование твердых парафино-карбамидных комплексов. Под действием пластовой энергии комплексы закупоривают миграционные каналы МКП и предотвращают дальнейшее продвижение пластового флюида. Стабильность при высоких температурах, коррозионная стойкость в агрессивных средах, наличие неорганических включений позволяют сохранить герметичность МКП при дальнейшей эксплуатации скважины.

Лабораторные исследования, проведенные с различными нефтями, показали, что карбамидная обработка нефти при снижении температуры способствует образованию кристаллических комплексов с углеводородными компонентами высококипящей части нефтей, в основном с парафинами (н.-алканами). В связи с этим изменяются условия равновесия в системе, вызывая потерю растворимости парафина в нефти. При этом одиночные игольчатые кристаллы парафинокарбамидных комплексов группируются вокруг более крупных частиц, образуя устойчивые твердые агломераты. В основном такими ядрообразующими материалами являются асфальтены, смолы, а также продукты коррозии (кристаллы солей, оксиды и т.д.), мелкие частицы цемента, пласта.

Кроме того, процесс комплексообразования ускоряет метанол. Метанол препятствует адсорбции ингибиторов реакции комплексообразования (цикланов и ароматических углеводородов) на кристаллах карбамида. Объем образовавшихся комплексов составляет не менее 40% от объема сырой нефти. Для увеличения интервала заполнения нефтегазопроводящего канала непроницаемой композицией после закачки рабочей жидкости производится длительное стравливание флюида из межколонного пространства. Как показывает опыт работ с межколонными проявлениями, в канале межколонного пространства происходит фильтрация флюида при значительной роли адсорбционно-хроматографических явлений, т.е. при длительном стравливании с межколонного пространства поступают сначала легкие компоненты (газ, легкие нефтяные фракции), а затем тяжелые - высококипящие нефтяные фракции, обогащенные высокомолекулярными соединениями (парафины, асфальтены, смолы).

На глубоких скважинах выпадение парафинов и образование комплексов в каналах межколонного пространства затруднено тем, что температура в стволе скважины превышает температуру плавления парафинов. Условие для выпадения из нефти парафинов и других высококипящих фракций создается при охлаждении ствола скважины путем промывки ствола скважины технической водой. При этом процесс депарафинизации нефти начинается сразу после снижения температуры до оптимальной. Происходит он очень быстро (в течение двух - четырех часов), а образование устойчивых комплексов - в течение не более 24 часов. Проведенные исследования также показали, что разложение полученных комплексов при повышении температуры до 100°С не происходит, выделенные комплексы не разлагаются в интервале температур, характерных разрезу глубоких скважин.

Пример. Была восстановлена герметичность скважины №69 Астраханского газоконденсатного месторождения, имеющая следующие конструктивные параметры.

Кондуктор 426 мм-398 м; 1 техническая колонна 324 мм-2007 м; 2 техническая колонна 244,5 мм-2753 м; эксплуатационная колонна 177,8 мм-3923 м. Давление в межколонном пространстве составляет 26 МПа, флюид - углеводородный газ нефтяного типа. Источником межколонного давления является аномально высокое пластовое давление нефтегазонасыщенного пласта на глубине 3200 м. Стравливания флюида из межколонного пространства, а также капитальный ремонт скважины по восстановлению герметичности межколонного пространства положительного результата не дали.

Произвели восстановление герметичности межколонного пространства, для чего в мерной емкости насосной установки приготовили рабочую жидкость - раствор карбамида в метаноле. Присоединили насосную установку к межколонному пространству скважины и произвели закачку рабочей жидкости. Закачку произвели до заполнения каналов межколонного пространства рабочей жидкостью. Провели длительное стравливание газа из межколонного пространства до появления нефти в межколонном выводе. Обвязали затрубное пространство агрегатом (например, Т-1200), и через затрубное пространство провели охлаждение скважины промывкой водой с максимальной производительностью насоса. Промывку скважины вели при открытом межколонном пространстве в течение 8-12 часов. Закрыли межколонное пространство. Проведенными исследованиями доказано, что каналы в межколонном пространстве были закупорены на всем интервале охлаждения ствола скважины, т.к. давление в межколонном пространстве снизилось до нуля и в течение 6 месяцев после проведения работ не повышалось.

Техническим результатом предлагаемого способа является решение проблемы восстановления герметичности межколонного пространства скважин, особенно при эксплуатации глубоких нефтяных, газовых и газоконденсатных скважин, скважин с аномально высоким пластовым давлением и с содержанием агрессивных компонентов. Способ предотвращает загрязнение вышележащих пластов и выход токсичных компонентов на дневную поверхность. Он также позволяет увеличить межремонтный период работы скважины, устранить расходы на сложную и дорогостоящую операцию по ликвидации межколонных проявлений, связанную с повторным цементированием под давлением.

Способвосстановлениягерметичностимежколонногопространстваскважины,включающийзакачкувмежколонноепространствоскважинырабочейжидкости,охлаждениестволаскважины,отличающийсятем,чтовкачестверабочейжидкостизакачиваютжидкость-комплексообразователь-растворкарбамидавметаноле,апередохлаждениемстволаскважиныпроизводятстравливаниегазаизмежколонногопространствадопоявлениянефтивмежколонномвыводе.

edrid.ru

СПОСОБ ВОССТАНОВЛЕНИЯ ГЕРМЕТИЧНОСТИ МЕЖКОЛОННОГО ПРОСТРАНСТВА СКВАЖИНЫ

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при проведении ремонтно-изоляционных работ в скважинах, в частности для восстановления герметичности межколонных пространств при эксплуатации глубоких нефтяных, газовых и газоконденсатных скважин.

Известно, что межколонные нефтегазопроявления имеют место во многих скважинах. Газ и нефть либо выходят на устье скважины, либо появляются в виде межколонных перетоков. Миграция пластового флюида происходит по контактной зоне цементный камень - обсадная колонна и цементный камень - стенка скважины вследствие каналообразования в период затвердевания цементного камня и дальнейшей эксплуатации скважины.

В современной нефтегазодобыче восстановление герметичности межколонных пространств (МКП) скважин производят повторным цементированием под давлением. Этот способ включает спуск насосно-компрессорных труб в скважину до места расположения перфорационных отверстий или дефекта в колонне и нагнетание через них тампонажного раствора под давлением (Сулейманов А.В. "Техника и технология капитального ремонта скважин". М., Недра, 1987; Аветисов А. Г. и др. "Ремонтно-изоляционные работы при бурении нефтяных и газовых скважин" М.: Недра, 1981; РД 39-1-843-82 "Инструкция по ремонту крепи скважин", Краснодар, ВНИИКр-нефть, 1983).

К недостаткам указанного способа относятся следующие.

1. Нарушение целостности обсадной колонны при перфорации. Даже в случае устранения межколонного перетока скважина не может эксплуатироваться и подлежит ликвидации в связи с нарушением целостности обсадной колонны.

2. Цементные растворы, применяемые при повторном цементировании, не отвечают одному из основных требований, предъявляемых к составам при проведении ремонтно-изоляционных работ, а именно - высокой проникающей способности, а наоборот, обладают очень низкой проникающей способностью, т.е. высокой вязкостью, большим содержанием твердой фазы, высокими реологическими параметрами. В реальной практике при работе с цементными растворами и другими изолирующими составами приемистость каналов межколонного пространства и эффективность работ по восстановлению герметичности межколонных пространств в связи с этим отсутствует.

Наиболее близким из аналогов является способ восстановления герметичности межколонного пространства скважины, включающий закачку в межколонное пространство скважины рабочей жидкости, охлаждение ствола скважины (пат. РФ №2010935 С1,15.08.1994).

Техническим результатом является решение проблемы восстановления герметичности межколонного пространства скважины.

Недостатками указанного способа являются следующие.

1. Незначительная глубина проникновения рабочей жидкости в флюидопроводящие каналы межколонного пространства вследствие сужения флюидопроводящих каналов при прогреве ствола скважины и значительного температурного расширения обсадных колонн.

2. Водный раствор соли или кристаллы соли не являются герметизирующим материалом и не способны образовать в флюидопроводящем канале нефтегазонепроницаемую композицию.

3. В случае пуска скважины в работу, т.е. при прогреве ствола скважины происходит растворение кристаллов соли и неизбежно появление гидравлической связи между проявляющим пластом и дневной поверхностью через газопроводящие каналы.

Задачей предлагаемого изобретения является восстановление герметичности межколонного пространства за счет увеличения интервала заполнения каналов перетока изолирующим составом и создания в интервале нефтегазопроводящего канала долговечной непроницаемой композиции.

Для решения поставленной задачи в способе восстановления герметичности межколонного пространства скважины, включающем закачку в межколонное пространство скважины рабочей жидкости, охлаждение ствола скважины, в качестве рабочей жидкости закачивают жидкость-комплексообразователь - раствор карбамида в метаноле, а перед охлаждением ствола скважины производят стравливание газа из межколонного пространства до появления нефти в межколонном выводе.

Техническим результатом является решение проблемы восстановления герметичности межколонного пространства скважины. В межколонное пространство нефтяной, газовой или газоконденсатной скважины закачивают рабочую жидкость, в качестве которой используют комплексообразователь. При этом происходит заполнение каналов межколонного пространства рабочей жидкостью на значительную глубину в пористые среды, что достигается благодаря высокой проникающей способности, фильтруемости и низкой вязкости, например, истинного раствора карбамида в метаноле. Кроме того, в ходе закачки происходит гравитационное замещение межколонного флюида (нефти) рабочей жидкостью, т.к. плотность рабочей жидкости выше плотности нефти. В ходе замещения, когда закачиваемая рабочая жидкость движется вниз, а нефть к устью скважины, происходит химическая обработка нефти рабочей жидкостью без образования комплексов. Далее производят стравливание газа из межколонного пространства до появления нефти в межколонном выводе, что способствует заполнению всего интервала нефтегазопроводящего канала нефтью, обработанной карбамидом.

Затем скважину охлаждают. При температуре 35-40°С и ниже начинается процесс депарафинизации нефти и образование твердых парафино-карбамидных комплексов. Под действием пластовой энергии комплексы закупоривают миграционные каналы МКП и предотвращают дальнейшее продвижение пластового флюида. Стабильность при высоких температурах, коррозионная стойкость в агрессивных средах, наличие неорганических включений позволяют сохранить герметичность МКП при дальнейшей эксплуатации скважины.

Лабораторные исследования, проведенные с различными нефтями, показали, что карбамидная обработка нефти при снижении температуры способствует образованию кристаллических комплексов с углеводородными компонентами высококипящей части нефтей, в основном с парафинами (н.-алканами). В связи с этим изменяются условия равновесия в системе, вызывая потерю растворимости парафина в нефти. При этом одиночные игольчатые кристаллы парафинокарбамидных комплексов группируются вокруг более крупных частиц, образуя устойчивые твердые агломераты. В основном такими ядрообразующими материалами являются асфальтены, смолы, а также продукты коррозии (кристаллы солей, оксиды и т.д.), мелкие частицы цемента, пласта.

Кроме того, процесс комплексообразования ускоряет метанол. Метанол препятствует адсорбции ингибиторов реакции комплексообразования (цикланов и ароматических углеводородов) на кристаллах карбамида. Объем образовавшихся комплексов составляет не менее 40% от объема сырой нефти. Для увеличения интервала заполнения нефтегазопроводящего канала непроницаемой композицией после закачки рабочей жидкости производится длительное стравливание флюида из межколонного пространства. Как показывает опыт работ с межколонными проявлениями, в канале межколонного пространства происходит фильтрация флюида при значительной роли адсорбционно-хроматографических явлений, т.е. при длительном стравливании с межколонного пространства поступают сначала легкие компоненты (газ, легкие нефтяные фракции), а затем тяжелые - высококипящие нефтяные фракции, обогащенные высокомолекулярными соединениями (парафины, асфальтены, смолы).

На глубоких скважинах выпадение парафинов и образование комплексов в каналах межколонного пространства затруднено тем, что температура в стволе скважины превышает температуру плавления парафинов. Условие для выпадения из нефти парафинов и других высококипящих фракций создается при охлаждении ствола скважины путем промывки ствола скважины технической водой. При этом процесс депарафинизации нефти начинается сразу после снижения температуры до оптимальной. Происходит он очень быстро (в течение двух - четырех часов), а образование устойчивых комплексов - в течение не более 24 часов. Проведенные исследования также показали, что разложение полученных комплексов при повышении температуры до 100°С не происходит, выделенные комплексы не разлагаются в интервале температур, характерных разрезу глубоких скважин.

Пример. Была восстановлена герметичность скважины №69 Астраханского газоконденсатного месторождения, имеющая следующие конструктивные параметры.

Кондуктор 426 мм-398 м; 1 техническая колонна 324 мм-2007 м; 2 техническая колонна 244,5 мм-2753 м; эксплуатационная колонна 177,8 мм-3923 м. Давление в межколонном пространстве составляет 26 МПа, флюид - углеводородный газ нефтяного типа. Источником межколонного давления является аномально высокое пластовое давление нефтегазонасыщенного пласта на глубине 3200 м. Стравливания флюида из межколонного пространства, а также капитальный ремонт скважины по восстановлению герметичности межколонного пространства положительного результата не дали.

Произвели восстановление герметичности межколонного пространства, для чего в мерной емкости насосной установки приготовили рабочую жидкость - раствор карбамида в метаноле. Присоединили насосную установку к межколонному пространству скважины и произвели закачку рабочей жидкости. Закачку произвели до заполнения каналов межколонного пространства рабочей жидкостью. Провели длительное стравливание газа из межколонного пространства до появления нефти в межколонном выводе. Обвязали затрубное пространство агрегатом (например, Т-1200), и через затрубное пространство провели охлаждение скважины промывкой водой с максимальной производительностью насоса. Промывку скважины вели при открытом межколонном пространстве в течение 8-12 часов. Закрыли межколонное пространство. Проведенными исследованиями доказано, что каналы в межколонном пространстве были закупорены на всем интервале охлаждения ствола скважины, т.к. давление в межколонном пространстве снизилось до нуля и в течение 6 месяцев после проведения работ не повышалось.

Техническим результатом предлагаемого способа является решение проблемы восстановления герметичности межколонного пространства скважин, особенно при эксплуатации глубоких нефтяных, газовых и газоконденсатных скважин, скважин с аномально высоким пластовым давлением и с содержанием агрессивных компонентов. Способ предотвращает загрязнение вышележащих пластов и выход токсичных компонентов на дневную поверхность. Он также позволяет увеличить межремонтный период работы скважины, устранить расходы на сложную и дорогостоящую операцию по ликвидации межколонных проявлений, связанную с повторным цементированием под давлением.

Способвосстановлениягерметичностимежколонногопространстваскважины,включающийзакачкувмежколонноепространствоскважинырабочейжидкости,охлаждениестволаскважины,отличающийсятем,чтовкачестверабочейжидкостизакачиваютжидкость-комплексообразователь-растворкарбамидавметаноле,апередохлаждениемстволаскважиныпроизводятстравливаниегазаизмежколонногопространствадопоявлениянефтивмежколонномвыводе.

edrid.ru

Способ восстановления герметичности межколонного пространства скважины

 

Использование: в нефтегазовой промышленности при проведении ремонтно-изоляционных работ в скважинах, в частности для восстановления герметичности межколонных пространств при эксплуатации глубоких нефтяных, газовых и газоконденсатных скважин. Обеспечивает повышение герметичности межколонного пространства за счет увеличения интервала заполнения каналов перетока изолирующим составом и создания канала долговечной непроницаемой композиции. Сущность изобретения: прогревают обсадную колонну и межколонное пространство. Закачивают в межколонное пространство герметизирующий состав. Охлаждают колонну и межколонное пространство. Охлаждение колонны и межколонного пространства осуществляют перед закачкой герметизирующего состава. Для этого скважину останавливают. Прогрев колонного и межколонного пространства осуществляют после закачки герметизирующего состава. Для этого скважину пускают в работу. В качестве герметизирующего состава используют полимерный тампонажный материал с отверждением в температурном интервале 65 - 100oС. 1 з.п. ф-лы, 2 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при проведении ремонтно-изоляционных работ в скважинах, в частности для восстановления герметичности межколонных пространств при эксплуатации глубоких нефтяных, газовых и газоконденсатных скважин.

Известно, что межколонные газопроявления имеют место во многих скважинах. Проявляются они либо выходом газа на устье скважины, либо в виде межколонных перетоков. Миграция пластового флюида происходит прежде всего по контактной зоне цементный камень - обсадная колонна и цементный камень - стенка скважины вследствие каналообразования в период затвердевания цементного камня и дальнейшей эксплуатации скважины. В современной нефтегазодобыче восстановление герметичности межколонных пространств скважин производят повторным цементированием под давлением. Этот способ включает спуск насосно-компрессорных труб в скважину до места расположения перфорационных отверстий или дефекта в колонне и нагнетание через них тампонажного раствора под давлением (Сулейманов А.В. Техника и технология капитального ремонта скважин. М.: Недра. 1987; Аветисов А. Г. и др. Ремонтно-изоляционные работы при бурении нефтяных и газовых скважин. М. : Недра, 1981; РД 39-1-843-82 "Инструкция по ремонту крепи скважин", Краснодар. ВНИИКрнефть. 1983). Повторное цементирование под давлением представляет собой капитальный ремонт скважины, включающий сложные, дорогостоящие, протяженные по времени технологические операции, как глушение скважины и подъем насосно-компрессорных труб с подземным оборудованием; спуск бурильных труб, установку цементного моста, отсекающего обсадную колонну от продуктивного горизонта; перфорация выбранного участка; спуск насосно-компрессорных труб в зону перфорации; закачка и задавливание цементного раствора через перфорационные отверстия в межколонное пространство скважины. К недостаткам указанного способа относятся следующие: 1. Нарушение целостности обсадной колонны при перфорации. Даже в случае устранения межколонного перетока скважина не может эксплуатироваться и подлежит ликвидации в связи с нарушением целостности обсадной колонны. 2. Цементные растворы, применяемые при повторном цементировании, не отвечают одному из основных требований, предъявляемых к составам при проведении ремонтно-изоляционных работ, а именно - высокой проникающей способности, а наоборот обладают очень низкой проникающей способностью, т.е. высокой вязкостью, большим содержанием твердой фазы, высокими реологическими параметрами. В реальной практике при работе с цементными растворами и другими изолирующими составами приемистость каналов межколонного пространства и успех работ по ликвидации межколонных перетоков в связи с этим отсутствуют. Наиболее близким к предлагаемому способу является способ ликвидации межколонных перетоков газа в скважинах закачкой насыщенного водного раствора минеральной соли (пат. РФ N 2017935, E 21 В 33/138). Скважину перед закачиванием закупоривающего состава прогревают на 15-30oC выше температуры горных пород, а после закачивания закупоривающего состава скважину охлаждают до первоначальной температуры, при этом в качестве закупоривающего состава используют нагретый до температуры скважины насыщенный водный раствор соли, растворимость которой в воде снижается при уменьшении температуры. Недостатками указанного способа являются следующие: 1. Незначительная глубина проникновения состава вследствие сужения флюидопроводящих каналов при прогреве ствола скважины и температурного расширения обсадных колонн. 2. Водный раствор соли или кристаллы соли не являются тампонажным материалом и не способны образовать в флюидопроводящем канале композицию, обладающую прочностью, водогазонепроницаемостью, химической инертностью по отношению к металлу обсадных колонн, отсутствием массообмена между составом и камнем, совместимостью с камнем. 3. В случае пуска скважины в работу, т.е. при прогреве ствола скважины, происходит растворение кристаллов соли и неизбежно появление гидравлической связи между проявляющим пластом и дневной поверхностью через газопроводящие каналы. Целью предлагаемого изобретения является повышение герметичности межколонного пространства за счет увеличения интервала заполнения каналов перетока изолирующим составом и создания в интервале газопроводящего канала долговечной непроницаемой высокопрочной композиции. Для достижения указанной цели газовую или газоконденсатную скважину останавливают для охлаждения обсадных колонн и межколонного пространства до геостатической температуры. Затем в межколонное пространство закачивают герметизирующий состав - полимерный тампонажный материал, отверждение которого происходит в интервале 65 - 110oC. После этого скважину пускают в работу. В качестве полимерного тампонажного материала используют фенолспирт. Фенолспирт является раствором без содержания твердой фазы и обладает высокой проникающей способностью. Фенолспирт после охлаждения обсадных колонн и межколонного пространства закачивают в межколонное пространство на значительную глубину и длительное время, так как при to ниже 65oС он не отверждается и не меняет свои реологические свойства. При закачке происходит заполнение каналов герметизирующим составом на значительную глубину, что достигается благодаря расширению газопроводящих каналов, трещин, микрозазоров, образовавшихся в ходе охлаждения скважины и температурного воздействия на металл обсадных колонн, а также благодаря высокой проникающей способности и фильтруемости в пористые среды и низкой вязкости фенолспирта. Вязкость фенолспирта уменьшается с увеличением глубины проникновения. После закачки герметизирующего состава и пуска скважины в работу ее ствол нагревается. В интервале температуры 65-110oC фенолспирт отверждается в монолитную пластмассу, обеспечивая при этом сцепление камня со стенками скважины и колонны. Отвердевший фенолспирт непроницаем и коррозионно стоек. Стабильность структурно-механических свойств фенолспирта при высоких температурах, коррозионная стойкость в агрессивных средах позволяют сохранить герметичность межколонного пространства скважины в течение длительного времени. Пример. Осуществление способа на модели скважины. На фиг.1 показаны результаты наблюдений за прорывом газа в трубе в контрольном опыте, на фиг.2 - результаты наблюдений за прорывом газа в трубе после герметизации с применением способа. Модель состояла из вертикальной насосно-компрессорной трубы диаметром 73 мм и длиной 150 см с оборудованием для создания, восприятия, записи давления и температуры и для регулируемой подачи газа снизу. Модельную трубу заполнили контрольным цементным раствором с параметрами: плотность - 1820 кг/м3 растекаемость - 23 см начало схватывания - 2 ч 00 мин конец схватывания - 4 ч 20 мин Объем залитого цементного раствора занял по высоте трубы 100 см. Через 48 часов ожидания затвердевания цемента в нижней части трубы создали давление газом с увеличением на 0,1 МПа через каждые 30 мин и определили давление, при котором происходил прорыв газа через цементный камень. В контрольном опыте прорыв газа произошел при давлении 0,7 МПа (фиг.1). Затем при комнатной температуре 202oC через верхнюю часть трубы в цементный камень нагнетали фенолспирт. При давлении 1 МПа произошел прорыв фенолспирта через цементный камень. Манометр в нижней части трубы мгновенно среагировал на изменение давления в верхней части трубы. При давлении в нижней и верхней частях трубы 5 МПа для насосно-компрессорных труб и цементного камня создали температуру с постепенным увеличением до 65oC. Через 6 часов в нижней части трубы создали давление газом с увеличением на 0,1 МПа через 30 мин. При проведении опыта при давлении 6,5 МПа газопрорыва в верхнюю часть трубы не произошло (фиг. 2). Дальнейшее повышение давления могло превысить силу сцепления тампонажного камня с трубой и страгивание его, поэтому опыт был прекращен. Полученные результаты объясняются тем, что в зацементированной трубе за счет явлений, связанных с водоотделением, усадочными деформациями цементного камня, образовался микроканал, по которому при низком давлении произошел прорыв газа. Фенолспирт благодаря низкой вязкости, высокой проникающей способности при низком давлении закачки заполняет весь интервал газопроводящего канала, отверждается под действием температуры, в результате канал закупоривается. Использование предлагаемого способа позволит решить проблему восстановления герметичности межколонного пространства скважин, особенно при эксплуатации глубоких газовых и газоконденсатных скважин, скважин с аномально высоким пластовым давлением и с содержанием агрессивных компонентов. Способ экологически безопасен, так как предотвращает загрязнение вышележащих пластов и выход агрессивных компонентов на дневную поверхность. Он также позволит увеличить межремонтный период работы скважины, устранить расходы на сложную и дорогостоящую операцию по ликвидации межколонных проявлений, связанную с повторным цементированием под давлением.

Формула изобретения

1. Способ восстановления герметичности межколонного пространства скважины, включающий прогрев обсадной колонны и межколонного пространства, закачку в межколонное пространство скважины герметизирующего состава и охлаждения обсадной колонны и межколонного пространства, отличающийся тем, что охлаждение обсадной колонны и межколонного пространства осуществляют перед закачкой герметизирующего состава, для чего скважину останавливают, а прогрев обсадной колонны и межколонного пространства осуществляют после закачки герметизирующего состава, для чего скважину пускают в работу, при этом в качестве герметизирующего состава используют полимерный тампонажный материал, отверждение которого происходит в температурном интервале 65 - 100oC. 2. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве полимерного тампонажного материала используют фенолспирт.

РИСУНКИ

Рисунок 1, Рисунок 2

findpatent.ru

Негерметичность - заколонное пространство - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Негерметичность - заколонное пространство

Cтраница 1

Негерметичность заколонного пространства может привести к нарушению целостности эксплуатационных и промежуточных колонн под воздействием межтрубных давлений. Авторы работы [21] считают, что газ, находящийся в затрубном пространстве, через резьбовые соединения в верхних интервалах ( до 1300 м) просачивается в межколонное пространство; затем в результате отделения накапливается в верхней части межколонного пространства и создает дополнительное высокое давление, которое продавливает глинистый раствор вниз.  [1]

Негерметичность заколонного пространства в зоне, примыкающей к интервалу перфорации, выявляется преимущественно созданием дополнительного давления на цементное кольцо через перфорационные отверстия. Однако этот способ имеет существенные недостатки: при закачке жидкости в пласт отсутствует подобие режиму работы добывающих скважин, в то время как фильтрационные сопротивления в каналах и трещинах зависят от направления движения потока жидкости и могут быть существенно различными; кроме того, могут произойти дополнительные разрушения в заколонном пространстве, что исказит результаты исследования.  [2]

Причиной негерметичности заколонного пространства в большинстве случаев считают некачественное разобщение пластов вследствие оставления значительных по протяженности зон невытесненного бурового раствора при цементировании скважин. Однако такое заключение в ряде случаев может быть ошибочным, так как нарушение герметичности может возникать в процессе испытания колонны на герметичность из-за создания высоких опрессовочных давлений и при кумулятивной перфорации мощными зарядами, вызывающими растрескивание цементного кольца.  [3]

Для выявления причин негерметичности заколонного пространства газовых скважин выполнены расчеты и проведены лабораторные эксперименты с целью выявления величины повышенного внутреннего давления в обсадных трубах, при котором образуются трещины в цементном кольце.  [4]

При плохом креплении направлений, кондукторов, негерметичности заколонного пространства возможен уход верхних пресных вод в нижние поглощающие пласты или засолонение верхних пресных вод минерализованными водами из проявляющих нижних пластов, что приведет к нарушению водоснабжения населенных пунктов.  [5]

В докладе приводится результат анализа осложнений, связанных с негерметичностью заколонного пространства и загрязнением природной среды, позволяющий выявить основные факторы и предложить технологии, обеспечивающие решение обозначенной проблемы.  [6]

Таким образом, основным путем миграции газа к устью скважины является негерметичность заколонного пространства скважин от забоя до устья.  [7]

Идея работы заключается в моделировании ремонтных работ в скважине, а именно ликвидации негерметичности заколонного пространства путем закачивания гелеобразующих газоизолирующих составов.  [8]

Пластовые воды поступают либо из разрабатываемого горизонта, либо из выше - или нижележащих пластов по каналам негерметичности заколонного пространства.  [9]

В связи с массовым внедрением метода раздельной эксплуатации скважин на месторождениях Западной Сибири требования, предъявляемые к герметичности затрубного пространства, значительно повышаются: негерметичность заколонного пространства, приводящая к обводнению одного из пластов, и связанная с этим необходимость проведения ремонтных работ приведут к простою других эксплуатационных объектов данной скважины и снизят коэффициент эксплуатации скважин.  [10]

Таким образом, в плотных, малопроницаемых глинистых отложениях обычными методами очень трудно достигнуть качественного разобщения пластов, так как этому препятствует не только наличие гидратированного слоя пород, покрывающего в обычных условиях стенки скважины, но и слабая проницаемость самих глинистых пород, особенно если они состоят в основном из монтмориллонита и гидрослюд в натрийзамещенной форме. Тем не менее гидратированная рыхлая прослойка пород на стенках скважины усугубляет негерметичность заколонного пространства из-за наложения на усадочные деформации цементного камня коагуляцион-но-контракционных явлений, приводящих к каналообразованию на стенках скважины вследствие растрескивания глин при коагуляции и обезвоживании.  [11]

В скважинах Талинского месторождения существует также проблема перетока жидкости ( добываемой и нагнетаемой) по негерметичному цементному кольцу. При выявлении перетока жидкости используемая технология РИР по отключению пласта ЮК-11 должна предусматривать и одновременную ликвидацию негерметичности заколонного пространства.  [12]

Непосредственное загрязнение природной среды при эксплуатации месторождений вызывается утечками подземных флюидов в атмосферу, в почвогрунты, в водные системы. Опыт эксплуатации скважин на месторождениях севера Тюменской области показывает, что на многих [ до 50 % эксплуатационного фонда ] имеются межколонные давления и перетоки, связанные как с нарушением герметичности эксплуатационных колонн по резьбовым соединениям, так и с негерметичностью заколонного пространства по тампонажному камню и его контактам с колонной и породой. Негерметичность заколонного пространства скважины ведет к изменениям природного ландшафта вследствие возникновения грифонообразований и га-зоводонефтепроявлений, к загрязнению атмосферного воздуха при стравливании газа из-за роста давлений в межколонном пространстве скважин в атмосферу, к загрязнению подземных вод, источников и родников при имеющихся поглощающих и проявляющих горизонтов в геологическом разрезе.  [13]

Непосредственное загрязнение природной среды при эксплуатации месторождений вызывается утечками подземных флюидов в атмосферу, в почвогрунты, в водные системы. Опыт эксплуатации скважин на месторождениях севера Тюменской области показывает, что на многих [ до 50 % эксплуатационного фонда ] имеются межколонные давления и перетоки, связанные как с нарушением герметичности эксплуатационных колонн по резьбовым соединениям, так и с негерметичностью заколонного пространства по тампонажному камню и его контактам с колонной и породой. Негерметичность заколонного пространства скважины ведет к изменениям природного ландшафта вследствие возникновения грифонообразований и га-зоводонефтепроявлений, к загрязнению атмосферного воздуха при стравливании газа из-за роста давлений в межколонном пространстве скважин в атмосферу, к загрязнению подземных вод, источников и родников при имеющихся поглощающих и проявляющих горизонтов в геологическом разрезе.  [14]

Такие явления особенно часто наблюдаются при заканчивании газовых скважин. При этом гораздо большая подвижность газа ( по сравнению с нефтью) отнюдь не является

www.ngpedia.ru

Устройство герметизации межколонного пространства на устье скважины

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для герметизации и разобщения межколонного пространства на устье скважины.

Известно устройство для герметизации межколонного пространства на устье скважины (Патент РФ №2502859, МПК Е21B 33/03, опубл. 27.12.2013), включающее

- цилиндрический корпус с фланцем на верхнем торце, внутренней кольцевой расточкой в верхней части, центральным осевым и радиальными каналами под боковые патрубки и наружной присоединительной резьбой в нижней части для соединения с муфтой наружной обсадной колонны,

- опорное кольцо с уступом, установленное в верхней муфте наружной обсадной колонны с опорой на торец ее верхней обсадной трубы,

- центратор внутренней обсадной колонны в виде втулки со ступенчатой наружной и цилиндрической внутренней поверхностями и со сквозными осевыми каналами, взаимодействующий с уступом опорного кольца,

- узел герметизации, размещенный во внутренней кольцевой расточке корпуса и взаимодействующий с муфтой внутренней обсадной колонны,

- и верхний фланец, ответный фланцу корпуса, взаимодействующий с узлом герметизации,

- причем диаметр отверстия опорного кольца меньше диаметра открытого ствола скважины, пробуренного под внутреннюю обсадную колонну, и больше наружного диаметра муфт, соединяющих трубы внутренней обсадной колонны.

Недостатком известного устройства, выбранного в качестве аналога, является высокая трудоемкость и затраты при монтаже на устье скважины, что обусловлено применением в его конструкции опорного кольца, устанавливаемого в верхней муфте наружной обсадной колонны с опорой на торец ее верхней обсадной трубы перед спуском внутренней обсадной колонны. А так как последняя является эксплуатационной, предназначенной для перекрытия и разобщения продуктивных горизонтов, то ее спуск будет осуществляться в продуктивный пласт, вскрытый бурением. Поэтому в соответствии с правилами промышленной безопасности для предотвращения открытого нефтегазового фонтана перед бурением ствола скважины под эксплуатационную колонну на фланец корпуса известного устройства должна быть установлена компоновка противовыбросового оборудования (далее - ПВО).

Следовательно, для установки опорного кольца перед спуском внутренней обсадной колонны ствол скважины необходимо предварительно заполнить утяжеленным буровым раствором для обеспечения противодавления на продуктивный пласт, затем необходимо демонтировать компоновку ПВО, после чего вставить опорное кольцо в верхнюю муфту наружной обсадной колонны на торец верхней трубы и вновь установить компоновку ПВО на устье скважины, чтобы предотвратить возможность возникновения открытого нефтегазового фонтана в процессе спуска эксплуатационной колонны.

Совокупность этих операций существенно повышает трудоемкость и увеличивает затраты на монтаж известного устройства, что является его недостатком.

Известно устройство герметизации межколонного пространства (Патент РФ №2311525, МПК Е21B 33/03, опубл. 27.11.2007), включающее

- цилиндрический корпус с фланцем на верхнем торце, внутренней кольцевой расточкой в верхней части, центральным осевым и радиальными каналами под боковые патрубки и наружной присоединительной резьбой в нижней части для соединения с муфтой наружной обсадной колонны,

- опорное кольцо с уступом, установленное в верхней муфте наружной обсадной колонны с опорой на торец ее верхней обсадной трубы,

- центратор внутренней обсадной колонны в виде втулки со ступенчатой наружной и цилиндрической внутренней поверхностями и со сквозными осевыми каналами, взаимодействующий с уступом опорного кольца,

- узел герметизации, размещенный во внутренней кольцевой расточке корпуса и взаимодействующий с муфтой внутренней обсадной колонны,

- и верхний фланец, ответный фланцу корпуса, взаимодействующий с узлом герметизации,

- причем диаметр отверстия опорного кольца больше диаметра открытого ствола скважины, пробуренного под внутреннюю обсадную колонну.

Известное устройство, выбранное в качестве прототипа, благодаря тому, что диаметр отверстия опорного кольца больше диаметра открытого ствола скважины, пробуренного под внутреннюю обсадную колонну, лишено недостатков, присущих аналогу. Это обусловлено тем, что установка опорного кольца в верхнюю муфту наружной обсадной колонны на торец верхней трубы осуществляется перед монтажом компоновки ПВО, устанавливаемой перед началом бурения ствола скважины под эксплуатационную колонну. Поэтому перед спуском последней отсутствует необходимость демонтажа и последующего монтажа компоновки ПВО для установки опорного кольца, что снижает трудоемкость и затраты при монтаже известного устройства на устье скважины по сравнению с аналогом.

Однако известное устройство обладает недостаточной эксплуатационной надежностью ввиду того, что установка опорного кольца перед началом бурения ствола скважины под эксплуатационную колонну влечет за собой неизбежный износ поверхности его отверстия и, как следствие, увеличение диаметра отверстия, что обусловлено механическим воздействием (трение и ударные нагрузки) от труб и замков бурильной колонны при спуско-подъемных операциях, а также трением от вращения ведущей трубы (квадрата) при роторном способе бурения. Кроме того, поверхность отверстия будет подвергаться интенсивному абразивному износу от воздействия потока бурового раствора при его циркуляции с забоя на поверхность, поскольку в составе бурового раствора будет находиться шлам, обладающий абразивными свойствами, особенно при бурении в интервалах, сложенных песчаниками.

Суммарное воздействие этих процессов может привести к значительному износу поверхности отверстия и увеличению его диаметра до величины, при которой у кольца будет отсутствовать опорный торец для центратора, вследствие чего подвеска эксплуатационной колонны в известном устройстве будет невозможна. Для устранения таких последствий необходимо выполнение комплекса трудоемких операций, включающих демонтаж компоновки ПВО, вывинчивание корпуса известного устройства из муфты наружной обсадной колонны, извлечение изношенного кольца и установка нового с перехватом спущенной эксплуатационной колонны элеваторами или слайдером, после чего необходимо вновь собрать известное устройство и установить компоновку ПВО. Более негативные последствия возможны в случае, когда наружный диаметр центратора будет лишь незначительно (на доли миллиметра) больше диаметра отверстия опорного кольца, увеличенного в результате износа. Тогда при разгрузке эксплуатационной колонны массой в несколько десятков тонн на опорное кольцо контактные напряжения при взаимодействии торцов опорного кольца и центратора могут превысить допустимые, и последний вследствие пластической деформации отверстия опорного кольца может провалиться через него, что может привести к «полету» эксплуатационной колонны на забой скважины.

Совокупность таких последствий существенно снижает эксплуатационную надежность работы известного устройства.

Задачей настоящего изобретения является получение технического результата, выражающегося в повышении эксплуатационной надежности известного устройства герметизации межколонного пространства на устье скважины за счет устранения износа опорного кольца, что обеспечит надежность подвески внутренней обсадной колонны, а также в снижении затрат при монтаже и вводе устройства в эксплуатацию.

Для обеспечения этого технического результата в известном устройстве герметизации межколонного пространства на устье скважины, содержащем

- цилиндрический корпус с фланцем на верхнем торце, внутренней кольцевой расточкой в верхней части, центральным осевым и радиальными каналами под боковые патрубки и наружной присоединительной резьбой в нижней части,

- опорный уступ с расточкой, расположенный под корпусом,

- центратор внутренней обсадной колонны в виде цилиндрической втулки со сквозными осевыми каналами, взаимодействующий с опорным уступом,

- узел герметизации, размещенный во внутренней кольцевой расточке корпуса и взаимодействующий с муфтой внутренней обсадной колонны,

- и верхний фланец, ответный фланцу корпуса, взаимодействующий с узлом герметизации,

- причем величина диаметра расточки Dру опорного уступа больше величины внутреннего диаметра Dвнк наружной обсадной колонны,

СОГЛАСНО ИЗОБРЕТЕНИЮ

- дополнительно содержит переводник, в верхней части соединенный с корпусом,

- и патрубок, соединенный с нижней частью переводника и муфтой наружной обсадной колонны,

- опорный уступ с расточкой расположен в переводнике над патрубком,

- диаметр отверстия Dоп которого удовлетворяет соотношению

Dру>Dоп>Dвнк,

где

Dру - диаметр расточки опорного уступа;

Dоп - диаметр отверстия патрубка;

Dвнк - внутренний диаметр верхней трубы наружной обсадной колонны.

На чертеже изображено в разрезе заявляемое «Устройство для герметизации межколонного пространства на устье скважины» (далее - устройство).

Заявляемое устройство содержит цилиндрический корпус 1 с фланцем 2 на верхнем торце, внутренней кольцевой расточкой 3 в верхней части, центральным осевым 4 и радиальными 5 каналами под боковые патрубки (не показаны) и наружной присоединительной резьбой 6 в нижней части. В расточке 3 размещен узел герметизации 7, взаимодействующий с муфтой 8 внутренней обсадной колонны 9. К фланцу 2 крепежными элементами 10 присоединен верхний фланец 11, взаимодействующий с узлом герметизации 7. Корпус 1 резьбой 6 соединен с переводником 12, в котором выполнен опорный уступ 13 с расточкой 14, расположенный под корпусом 1. С опорным уступом 13 взаимодействует центратор 15 внутренней обсадной колонны 9, выполненный в виде цилиндрической втулки со сквозными осевыми каналами 16. Между центратором 15 и муфтой 8 на верхней трубе 17 внутренней обсадной колонны 9 установлена распорная втулка 18. Соединение переводника 12 с муфтой 19 верхней трубы 20 наружной обсадной колонны 21 осуществляется патрубком 22. Между диаметром Dру расточки 14 опорного уступа 13, диаметром Dоп проходного отверстия 23 патрубка 22 и внутренним диаметром Dвнк проходного отверстия 24 верхней трубы 20 наружной обсадной колонны 21 выдержано соотношение: Dру>Dоп>Dвнк.

Заявляемое устройство работает следующим образом.

После спуска и крепления наружной обсадной колонны 21 с муфтой 19 верхней трубы 20 путем свинчивания соединяют патрубок 22, с которым путем свинчивания соединяют переводник 12. На переводник 12 монтируют компоновку ПВО (не показана). Затем производят бурение ствола скважины под внутреннюю обсадную колонну 9.

В процессе спуско-подъемных операций компоновка бурильной колонны с долотом (не показана) будет оказывать механическое воздействие в виде трения и ударных нагрузок от труб и замков бурильной колонны, а также в виде трения от вращения ведущей трубы (квадрата) при роторном способе бурения. Вследствие механического воздействия внутренние поверхности проходных отверстий устьевого оборудования при контакте с элементами компоновки бурильной колонны будут подвергаться износу. Однако благодаря соотношению Dру>Dоп>Dвнк это воздействие в основном будет восприниматься внутренней поверхностью проходного отверстия 24 верхней трубы 20 наружной обсадной колонны 21 и лишь в некоторой степени поверхностью 25 проходного отверстия 23 патрубка 22.

Поскольку диаметр расточки 14 опорного уступа 13 больше как диаметра проходного отверстия 24 верхней трубы 20 наружной обсадной колонны 21, так и диаметра проходного отверстия 23 патрубка 22, поверхность 26 расточки 14 не будет контактировать с элементами компоновки бурильной колонны и не будет подвергаться износу, благодаря чему диаметр Dру расточки 14 опорного уступа 13 не будет увеличиваться и, следовательно, торец опорного уступа 13 сохранит свои конструктивные размеры. Тем самым, по сравнению с прототипом, где поверхность отверстия опорного кольца, контактируя с элементами компоновки бурильной колонны, будет подвергаться износу, что может привести к полному отсутствию опорного уступа и невозможности подвески внутренней обсадной колонны, отсутствие износа опорного уступа 13 в заявляемом устройстве повышает его эксплуатационную надежность и гарантированно обеспечивает подвеску внутренней обсадной колонны 9.

После бурения требуемого интервала ствола скважины осуществляется спуск внутренней обсадной колонны 9, в конце спуска которой перед свинчиванием верхней трубы 17 на ней устанавливается распорная втулка 18 и центратор 15. Производят спуск и разгрузку внутренней обсадной колонны 9 до контакта центратора 15 с опорным уступом 13 и ее цементирование, после чего демонтируют компоновку ПВО, корпус 1 путем свинчивания соединяют с переводником 12, устанавливают во внутреннюю кольцевую расточку 3 узел герметизации 7 и закрепляют его путем поджима фланцем 11 и крепежными элементами 10 до взаимодействия с муфтой 8 внутренней обсадной колонны 9.

Таким образом, благодаря конструктивным особенностям элементов заявляемого устройства обеспечивается:

- минимизация временных и материальных затрат при монтаже и вводе его в эксплуатацию по сравнению с аналогом. Это обусловлено дополнительным оснащением заявляемого устройства переводником, в котором выполнен опорный уступ, благодаря чему отсутствует необходимость операций по демонтажу компоновки ПВО для установки опорного кольца и последующему монтажу компоновки ПВО, которые необходимо осуществлять для сборки аналога на устье скважины;

- повышение эксплуатационной надежности его работы по сравнению с прототипом. Это обусловлено отсутствием износа опорного уступа благодаря тому, что в заявляемом устройстве диаметр отверстия патрубка Dоп удовлетворяет соотношению

Dру>Dоп>Dвнк,

где

Dру - диаметр расточки опорного уступа;

Dоп - диаметр отверстия патрубка;

Dвнк - внутренний диаметр верхней трубы наружной обсадной колонны.

Совокупность перечисленных обстоятельств обеспечивает снижение затрат и повышение надежности работы при эксплуатации заявляемого устройства для герметизации межколонного пространства на устье скважины.

Устройство герметизации межколонного пространства на устье скважины, содержащее- цилиндрический корпус с фланцем на верхнем торце, внутренней кольцевой расточкой в верхней части, центральным осевым и радиальными каналами под боковые патрубки и наружной присоединительной резьбой в нижней части,- опорный уступ с расточкой, расположенный под корпусом,- центратор внутренней обсадной колонны в виде цилиндрической втулки со сквозными осевыми каналами, взаимодействующий с опорным уступом,- узел герметизации, размещенный во внутренней кольцевой расточке корпуса и взаимодействующий с муфтой внутренней обсадной колонны,- и верхний фланец, ответный фланцу корпуса, взаимодействующий с узлом герметизации,- причем величина диаметра расточки Dру опорного уступа больше величины внутреннего диаметра Dвнк наружной обсадной колонны,отличающееся тем, что- дополнительно содержит переводник, в верхней части соединенный с корпусом,- и патрубок, соединенный с нижней частью переводника и муфтой наружной обсадной колонны,- опорный уступ с расточкой расположен в переводнике над патрубком,- диаметр отверстия Dоп которого удовлетворяет соотношениюDру>Dоп>Dвнк, гдеDру - диаметр расточки опорного уступа;Dоп - диаметр отверстия патрубка;Dвнк - внутренний диаметр верхней трубы наружной обсадной колонны.

edrid.ru

Устройство для герметизации межколонного пространства на устье скважины

Изобретение относится к горной промышленности и предназначено для герметизации и разобщения межколонного пространства на устье скважины. Устройство включает корпус с фланцем, внутренней кольцевой расточкой в верхней части, центральным осевым и радиальными каналами под боковые патрубки. В нижней части корпуса выполнена наружная присоединительная резьба для взаимодействия с муфтой обсадной колонны. В муфте обсадной колонны, с опорой на торец обсадной трубы, размещено опорное кольцо. Центратор в виде втулки со ступенчатой наружной и цилиндрической внутренней поверхностями, а также со сквозными осевыми каналами размещен на опорном кольце соосно с ним. Герметизирующий узел размещен во внутренней кольцевой расточке корпуса с возможностью поджатия кольцевым выступом крышки с фланцем, ответным фланцу корпуса. Распорные клинья установлены на срезных элементах в продольных клиновидных пазах. Пазы выполнены на внутренней цилиндрической поверхности центратора. Клинья равномерно расположены по окружности с возможностью осевого и радиального перемещения относительно центратора при взаимодействии с нижним торцом муфты эксплуатационной колонны. Технический результат заключается в повышении надежности герметизации межколонного пространства на устье скважины за счет улучшения качества центрирования эксплуатационной колонны в корпусе устройства. 5 з.п. ф-лы, 4 ил.

 

Изобретение относится к горной промышленности и предназначено для герметизации и разобщения межколонного пространства на устье скважины.

Известна колонная головка, включающее цилиндрический корпус с боковыми патрубками, в котором размещен уплотнительный узел в виде упругой манжеты, установленной между верхней и нижней грундбуксами, упорное кольцо и центратор, выполненный в виде ступенчатой втулки с осевыми каналами. Между нижней грундбуксой и центратором размещена втулка. В верхней части корпуса на внутренней поверхности имеется кольцевой выступ для взаимодействия с верхней грундбуксой [1].

К недостаткам известной колонной головки следует отнести конструктивную сложность и недостаточную эксплуатационную надежность.

В качестве ближайшего аналога (прототипа) предложенного технического решения может быть выбрано устройство для герметизации межколонного пространства. Последнее состоит из корпуса, крышки с осевым каналом для размещения эксплуатационной колонны и наружным кольцевым выступом в нижней части, герметизирующего узла в виде двух нажимных колец, между которыми размещен уплотнитель, кольцевого уплотнительного элемента, опорного кольца, устанавливаемого в муфте обсадной колонны, и центратора с осевыми каналами. В корпусе выполнены осевой и радиальные каналы и внутренняя кольцевая расточка для размещения герметизирующего узла. В нижней части корпуса предусмотрена наружная присоединительная резьба [2].

Основными недостатками известного устройства являются недостаточно качественное центрирование эксплуатационной колонны в осевом канале корпуса, вследствие чего возникает необходимость использования «плавающей» конструкции герметизирующего узла. В свою очередь, указанное обстоятельство вынуждает одновременно осуществлять поджатие уплотнительного элемента и кольцевого уплотнителя, что существенно снижает надежность герметизации кольцевого пространства между обсадной и эксплуатационными колоннами.

Недостаточное качество центрирования эксплуатационной колонны в осевом канале корпуса обусловлено значительной суммарной величиной радиальных зазоров, в т.ч.:

- между внутренней стенкой муфты обсадной колонны и опорным кольцом;

- между опорным кольцом и центратором;

- между центратором и наружной стенкой трубы эксплуатационной колонны.

Последний из перечисленных зазоров, как правило, многократно превышает величину остальных и, следовательно, имеет определяющее значение при центрировании эксплуатационной колонны внутри корпуса. К примеру, согласно требованиям ГОСТ 632-80 «Трубы обсадные и муфты к ним. Технические условия», предельные отклонения по наружному диаметру обсадных труб могут составлять до ±1,25%. Таким образом, для обсадной трубы условным диаметром 245 мм величина наружного диаметра может изменяться в пределах от 241,45 до 247,55 мм, причем внутренний диаметр проходного канала центратора должен быть рассчитан на обсадную трубу с максимальным наружным диаметром.

Задачей настоящего изобретения является получение технического результата, выражающегося в повышении надежности герметизации межколонного пространства на устье скважины за счет улучшения качества центрирования эксплуатационной колонны в корпусе устройства.

Технический результат достигается за счет того, что устройство для герметизации межколонного пространства на устье скважины, включающее корпус с фланцем, внутренней кольцевой расточкой в верхней части, центральным осевым и радиальными каналами под боковые патрубки, а также наружной присоединительной резьбой в нижней части для взаимодействия с муфтой обсадной колонны, опорное кольцо, выполненное с возможностью размещения в муфте обсадной колонны с опорой на торец ее обсадной трубы, центратор в виде втулки со ступенчатой наружной и цилиндрической внутренней поверхностями и со сквозными осевыми каналами, размещенный на опорном кольце соосно с ним, и герметизирующий узел, размещенный во внутренней кольцевой расточке корпуса с возможностью поджатия кольцевым выступом крышки с фланцем, ответным фланцу корпуса, снабжено распорными клиньями, установленными на срезных элементах с возможностью осевого и радиального перемещения относительно центратора в продольных клиновидных пазах, выполненных на внутренней цилиндрической поверхности центратора и равномерно расположенных по его окружности, при взаимодействии с нижним торцом муфты эксплуатационной колонны.

Способствует достижению технического результата то, что герметизирующий узел выполнен в виде двух нажимных шайб, между которыми установлен кольцевой эластичный уплотнительный элемент, при этом на одной из сторон нажимных шайб, которая примыкает к кольцевому эластичному уплотнительному элементу, выполнен наружный кольцевой выступ трапецеидального сечения, а кольцевой эластичный уплотнительный элемент имеет на наружной поверхности верхнее и нижнее кольцевые углубления для взаимодействия с наружными кольцевыми выступами нажимных шайб. При этом кольцевой эластичный уплотнительный элемент может быть снабжен дополнительными кольцевыми уплотнительными элементами из эластичного материала меньшей твердости, чем эластичный материал самого кольцевого эластичного уплотнительного элемента, которые установлены в кольцевых проточках, выполненных на внешней и внутренней боковых поверхностях кольцевого эластичного уплотнительного элемента, а кольцевые проточки, выполненные на внешней и внутренней боковых поверхностях кольцевого эластичного уплотнительного элемента, а также дополнительные кольцевые уплотнительные элементы, установленные в них, имеют трапециевидное или треугольное поперечное сечение.

Также способствует достижению технического результата то, что количество продольных клиновидных пазов, выполненных на внутренней цилиндрической поверхности центратора, составляет не менее трех, а сквозные осевые каналы в центраторе размещены по его окружности и равномерно распределены между продольными клиновидными пазами.

Конструкция устройства поясняется с помощью чертежей, где: на фиг.1 показан общий вид устройства; на фиг.2 - разрез А-А на фиг.1; на фиг.3 и 4 - общий вид герметизирующего узла (варианты исполнения).

Устройство для герметизации межколонного пространства на устье скважины включает ступенчатый цилиндрический корпус 1 с присоединительным фланцем 2 в верхней части. В корпусе 1 выполнены центральный осевой и радиальные каналы под боковые патрубки 3. В нижней части корпуса 1 выполнена наружная присоединительная резьба для взаимодействия с муфтой 4 обсадной колонны 5, а в верхней - внутренняя кольцевая расточка 6.

Герметизирующий узел представляет собой кольцевой эластичный уплотнительный элемент 7, установленный между двумя нажимными шайбами 8 и 9. Герметизирующий узел размещен во внутренней кольцевой расточке 6 корпуса 1.

На одной из сторон нажимных шайб 8 и 9, которая примыкает к кольцевому эластичному уплотнительному элементу 7, выполнен наружный кольцевой выступ трапецеидального сечения. Кольцевой эластичный уплотнительный элемент 7 имеет на наружной поверхности верхнее и нижнее кольцевые углубления для взаимодействия с наружными кольцевыми выступами нажимных шайб 8 и 9. Кольцевые углубления эластичного уплотнительного элемента 7 в поперечном сечении имеют форму, ответную форме поперечного сечения наружных кольцевых выступов на нажимных шайбах 8 и 9 (фиг.3).

В частном случае кольцевой эластичный уплотнительный элемент 7 может быть снабжен дополнительными кольцевыми уплотнительными элементами 10. выполненными из эластичного материала меньшей твердости, чем эластичный материал самого кольцевого эластичного уплотнительного элемента 7. Дополнительные кольцевые уплотнительные элементы 10 размещены в кольцевых проточках, выполненных на внешней и внутренней боковых поверхностях кольцевого эластичного уплотнительного элемента 7. При этом кольцевые проточки, выполненные на внешней и внутренней боковых поверхностях кольцевого эластичного уплотнительного элемента 7, а также дополнительные кольцевые уплотнительные элементы 10, установленные в них, могут иметь трапециевидное или треугольное поперечное сечение (фиг.4).

На фланце 2 корпуса 1 установлена крышка 11 с фланцем, который выполнен ответным по отношению к фланцу 2 корпуса 1. На нижней части крышки 11 выполнен наружный кольцевой выступ 12, который имеет возможность взаимодействия с верхней нажимной шайбой 9 для поджатия кольцевого эластичного уплотнительного элемента 7. В крышке 11 также имеется центральный осевой канал, предназначенный для размещения в нем эксплуатационной колонны, состоящей из труб 13 и муфт 14.

Крышка 11 прикрепляется к корпусу 1 с помощью шпилечных соединений (на чертеже не показаны).

Опорное кольцо 15 имеет возможность размещения в муфте 4 обсадной колонны 5 с опорой на торец ее обсадной трубы. Центратор 16 выполнен в виде втулки со ступенчатой наружной и цилиндрической внутренней поверхностями. Центратор 16 размещен на опорном кольце 15 соосно с ним. На цилиндрической внутренней поверхности центратора 16 выполнены продольные клиновидные пазы 17, равномерно расположенные по окружности (обычно в количестве не менее трех). Кроме этого в центраторе 16 имеются сквозные осевые каналы 18, которые размещены по окружности и равномерно распределены между продольными клиновидными пазами 17.

В каждом из пазов 17 установлен распорный клин 19. Клинья 19 установлены на срезных элементах (на чертеже не показаны) с возможностью осевого и радиального перемещения относительно центратора 16 при взаимодействии с нижним торцем муфты 14 эксплуатационной колонны.

В исходном положении (т.е. в выдвинутом над верхним торцом центратора 16 положении) клинья 19 размещены и зафиксированы в пазах 17 при помощи срезных элементов. При этом клинья 19 не выступают за пределы внутренней цилиндрической поверхности центратора 16.

Подвеска эксплуатационной колонны внутри корпуса 1 осуществляется с помощью опорного кольца 15 и центратора 16. Опорное кольцо 15 размещено в муфте 4 обсадной колонны 5. Центратор 16 соосно установлен на опорном кольце 15, труба 13 эксплуатационной колонны размещена внутри центратора 16, а муфта 14 эксплуатационной колонны своим нижним торцом имеет возможность взаимодействия с клиньями 19.

Предлагаемое устройство для герметизации межколонного пространства на устье скважины работает следующим образом.

Перед спуском эксплуатационной колонны в зацементированную обсадную колонну 5, в муфте 4 последней устанавливают опорное кольцо 15. После этого осуществляют спуск эксплуатационной колонны внутрь обсадной колонны 5. Перед навинчиванием последней трубы 13 центратор 16 размещают на ее наружной поверхности таким образом, чтобы он оказался под муфтой 14 эксплуатационной колонны. При этом клинья 19 находятся в пазах 17 центратора 16 в исходном положении и закреплены с помощью срезных элементов.

Перед спуском последней трубы 13 эксплуатационной колонны в обсадную колонну 5 обеспечивают устойчивое размещение центратора 16 на опорном кольце 15. Затем эксплуатационную колонну опускают в обсадную колонну 5 до упора нижнего торца муфты 14 в клинья 19, после чего плавно разгружают на них вес эксплуатационной колонны. При взаимодействии нижнего торца муфты 14 с клиньями 19 происходит разрушение срезных элементов, что обеспечивает возможность свободного перемещения клиньев 19 в пазах 17.

Под воздействием веса эксплуатационной колонны клинья 19 постепенно задавливаются в пазы 17 центратора 16. В процессе перемещения клиньев 19 в осевом и радиальном направлениях относительно центратора 16, последний равномерно отжимается от наружной поверхности трубы 13. За счет этого обеспечивается качественное центрирование муфты 14 эксплуатационной колонны в центральном осевом канале корпуса 1.

Затем корпус 1 присоединяют к муфте 4 обсадной колонны 5. Во внутренней кольцевой расточке 6 корпуса 1 размещают герметизирующий узел (в сборе), после чего сверху на корпус 1 устанавливают крышку 11, которая своим наружным кольцевым выступом 12 взаимодействует с верхней нажимной шайбой 9.

В процессе затягивания шпилечных соединений между корпусом 1 и крышкой 11 уплотнитель 7 деформируется, обеспечивая надежную герметизацию муфты 14 эксплуатационной колонны внутри корпуса 1.

Установка в кольцевых проточках, выполненных на внешней и внутренней боковых поверхностях кольцевого эластичного уплотнительного элемента 7 дополнительных кольцевых уплотнительных элементов 10, которые обладают меньшей твердостью и, следовательно, более высокой эластичностью, в значительной степени способствует повышению надежности герметизацию муфты 14 эксплуатационной колонны в корпусе 1.

На заключительном этапе работ в радиальных каналах корпуса 1 устанавливают боковые патрубки 3, которые обвязывают запорно-регулирующей арматурой, манометром с запорно-разрядным устройством и т.д.

Источники информации

1. А.с. СССР №1677255, E21B 33/03, опубл. 15.09.1991.

2. Патент РФ №2311525, E21B 33/03, опубл. 27.11.2007.

1. Устройство для герметизации межколонного пространства на устье скважины, включающее корпус с фланцем, внутренней кольцевой расточкой в верхней части, центральным осевым и радиальными каналами под боковые патрубки и наружной присоединительной резьбой в нижней части для взаимодействия с муфтой обсадной колонны, опорное кольцо, выполненное с возможностью размещения в муфте обсадной колонны с опорой на торец ее обсадной трубы, центратор в виде втулки со ступенчатой наружной и цилиндрической внутренней поверхностями и со сквозными осевыми каналами, размещенный на опорном кольце соосно с ним, и герметизирующий узел, размещенный во внутренней кольцевой расточке корпуса с возможностью поджатия кольцевым выступом крышки с фланцем, ответным фланцу корпуса, отличающееся тем, что оно снабжено распорными клиньями, установленными на срезных элементах с возможностью осевого и радиального перемещения относительно центратора в продольных клиновидных пазах, выполненных на внутренней цилиндрической поверхности центратора и равномерно расположенных по его окружности, при взаимодействии с нижним торцом муфты эксплуатационной колонны.

2. Устройство по п.1, отличающееся тем, что герметизирующий узел выполнен в виде двух нажимных шайб, между которыми установлен кольцевой эластичный уплотнительный элемент, при этом на одной из сторон нажимных шайб, которая примыкает к кольцевому эластичному уплотнительному элементу, выполнен наружный кольцевой выступ трапецеидального сечения, а кольцевой эластичный уплотнительный элемент имеет верхнее и нижнее кольцевые углубления на наружной поверхности для взаимодействия с наружными кольцевыми выступами нажимных шайб.

3. Устройство по п.2, отличающееся тем, что кольцевой эластичный уплотнительный элемент снабжен дополнительными кольцевыми уплотнительными элементами из эластичного материала меньшей твердости, чем эластичный материал самого кольцевого эластичного уплотнительного элемента, которые установлены в кольцевых проточках, выполненных на внешней и внутренней боковых поверхностях кольцевого эластичного уплотнительного элемента.

4. Устройство по п.3, отличающееся тем, что кольцевые проточки, выполненные на внешней и внутренней боковых поверхностях кольцевого эластичного уплотнительного элемента, а также дополнительные кольцевые уплотнительные элементы, установленные в них, имеют трапециевидное или треугольное поперечное сечение.

5. Устройство по одному из пп.1-4, отличающееся тем, что количество продольных клиновидных пазов, выполненных на внутренней цилиндрической поверхности центратора, составляет не менее трех.

6. Устройство по одному из пп.1-4, отличающееся тем, что сквозные осевые каналы в центраторе размещены по его окружности и равномерно распределены между продольными клиновидными пазами.

findpatent.ru

Многоколонная конструкция - скважина - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Многоколонная конструкция - скважина

Cтраница 1

Многоколонная конструкция скважин приводит к тому, что значительная часть тампонакяого раствора твердеет в межколонном проот - ранотве. При этом в результате контрвкциошшх явлений может наблюдаться усадка камня, приводящая к нарушению контакаа.  [1]

В случае многоколонной конструкции скважины колонную головку для обвязки промежуточных обсадных колонн следует устанавливать в шахте. При этом нижний фланец крестовины превентора устанавливают на высоте 0 5 м от поверхности земли с помощью переходных катушек.  [2]

В зависимости от сложности геологических условий бурения применяются одно - или многоколонные конструкции скважин. Однако применение трех промежуточных колонн в конструкциях глубоких и сверхглубоких скважин является предельным.  [3]

В течение длительного периода в условиях солевого тектогенеза применяются, как правило, тяжелые многоколонные конструкции скважин. Это вызвано главным образом наличием в разрезе технологически несовместимых комплексов отложений, характеризующихся различными коэффициентами аномальности пластовых и поровых давлений флюидов в коллекторах и покрышках соответственно и различной чувствительностью пород к одному и тому же буровому раствору, а также тем, что скважины на подсолевые залежи нефти и газа имеют глубину, достигающую 3 - 5 тыс. м и более.  [4]

Протяженность и металлоемкость конструкций оборудования требуют больших затрат электроэнергии, а значительная глубина скважин и многоколонная конструкция скважины создают трудности использования протекторов.  [5]

Преимуществом перфорирования колонн кумулятивными зарядами являются большая пробивная способность, особенно в плотных породах и при многоколонной конструкции скважин, и отсутствие трещинообразования в обсадной трубе и цементном кольце.  [6]

Сверлящий керноотборник является надежным и практически единственным доступным техническим средством, позволяющим получить перфорационные отверстия большого диаметра при многоколонной конструкции скважин о гарантией сохранения целостности внешних колонн. Так, при ликвидации аварий, связанных со значительным ( до 2000 м) неподъемен цементного раствора в иежтруб-ном пространстве на трех скважинах плоиади Шанажол, высверливание двух отверстий позволило без осложнений восстановить циркуляцию через межтрубное пространство, осуществить промывку последнего и поднять цементный раствор до устья.  [7]

Сверлящий керноотборник является надежным и практически единственным доступным техническим средством, позволяющим получить перфорационные отверстия большого диаметра при многоколонной конструкции скважин о гарантией сохранения целостности внешних колонн. Так, при ликвидации аварий, связанных со значительным ( до 2000 м) неподъемен цементного раствора в межтрубном пространстве на трех скважинах площади Жанажол, высверливание двух отверстий позволило без осложнений восстановить циркуляцию через межтрубное пространство, осуществить промывку последнего и поднять цементный раствор до устья.  [8]

Колонная головка предназначается для обвязки устья скважины с целью герметизации межтрубных пространств, а также для подвески обсадных колонн ( при многоколонной конструкции скважин) и установки фонтанной арматуры. Существуют одно -, двух -, трех -, четырех - и пятиколонные головки.  [9]

Тампонажный камень с такой прочностью позволяет не только отводить умеренное количество воды из межтрубных пространств, но также обеспечивает достаточную сопротивляемость многоколонной конструкции скважины внешнему давлению и, кроме того, предупреждает утечку газа из эксплуатационной колонны.  [10]

Очевидным средством предупреждения смятия колонн при замерзании жидкости в кавернах является увеличение прочности колонны за счет толщины стенок и качества стали или применения многоколонных конструкций скважин. Однако этот способ не всегда экономичен, а ино гда и невозможен, особенно при низких температурах мерзлых пород, что послужило причиной поиска других решений, сочетающих простоту и эффективность.  [11]

В морском бурении конструкции скважин требуют использования долот больших размеров ( 590, 630, 720 мм), раздвижных расширителей размерами 394 / 630 и 590 / 720 мм. Многоколонная конструкция скважин требует применения больших диаметров труб, проходных диаметров отверстий роторов, наддо-лотных стабилизаторов-центраторов, высокопрочных обсадных труб, специального спускоподъемного инструмента, устройств для ликвидации прихватов и других специальных инструментов и устройств.  [12]

В морском бурении конструкции скважин требуют использования долот больших размеров ( 590, 630, 720 мм), раздвижных расширителей размерами 394 / 630 и 590 / 720 мм. Многоколонная конструкция скважин требует применения больших диаметров труб, проходных диаметров отверстий роторов, наддолотных стабилизаторов-центраторов, высокопрочных обсадных труб, специального спускоподъемного инструмента, устройств для ликвидации прихватов и других специальных инструментов и устройств.  [13]

В морском бурении конструкции скважин требуют использования долот больших размеров ( 590, 630, 720 мм), раздвижных шарошечных расширителей размерами 394 / 630 и 590 / 720 мм. Многоколонная конструкция скважин требует применения больших диаметров труб, проходных диаметров отверстий роторов, наддолотных стабилизаторов-центраторов, высокопрочных обсадных труб, специального спускоподъемного инструмента, устройств для ликвидации прихватов и других специальных инструментов и устройств.  [14]

Это обусловлено разницей в пластовых давлениях между карагано-чокракскими песчаниками и отложениями Майкопа, между отложениями Майкопа и верхнего мела, а также между отдельными свитами нижнего мела. Все это предопределяет применение многоколонной конструкции скважин.  [15]

Страницы:      1    2

www.ngpedia.ru


Смотрите также