Устройство типа ПХН (рис. 5.32) предназначено для спуска и подвески хвостовика диаметром 102 и 114 мм с герметизацией межтрубного пространства при установке их в колоннах диаметром 168 и 146 мм.
Рис. 5.32. Устройство типа ПХН для спуска и подвески хвостовика без цементирования: 1 – извлекаемый транспортный узел; 2 – разъединитель; 3 – привод уплотнительного элемента; 4 – элемент уплотнительный; 5 – якорь; 6 – привод якоря; 7 – центратор; 8 – клапан дифференциальный; 9 – переводник нижний.
Устройство включает узлы подвески и герметизации хвостовика, извлекаемый транспортный узел, который обеспечивает приведение устройства в действие и отсоединение хвостовика от бурильной колонны. По способу приведения в действие извлекаемого транспортного узла устройство выпускается в двух вариантах конструктивного исполнения. Первый предполагает применение бурильных труб, а второй – любые нефтепромысловые трубы.
В комплект поставки устройства включается продавочная пробка, которая продавливается через колонну бурильных труб и обеспечивает получение сигнала «стоп» при посадке в седло извлекаемого узла. Последующим трех ступенчатым повышением внутреннего давления устройство приводится в действие и обеспечивает герметизацию и подвеску хвостовика, а также отсоединение от транспортировочной колонны труб. Продавочная пробка вместе с извлекаемым транспортным узлом поднимается на поверхность. Технические характеристики устройств типа ПХН приведены в табл. 5.26.
Этот адрес электронной почты защищён от спам-ботов. У вас должен быть включен JavaScript для просмотра.
Подвеска хвостовика нецементируемая ПХН
Подвеска хвостовика нецементируемая ПХН предназначена для проведения спуска потайной обсадной колонны (хвостовика) без проведения цементирования с последующей подвеской спускаемого хвостовика в предыдущей обсадной колонне, разъединением хвостовика от транспортировочной колонны и герметизацией межколонного пространства.
Подвеска не может быть использована для цементирования хвостовика и любого вида работ по креплению обсадной колонны до устья.
Устройство представляет из себя комплекс из пяти работающих независимо друг от друга узлов: — гидравлического якоря; — гидравлического разъединителя; — механического пакера; — узла механического разъединения по левой резьбе, дублирующего гидравлический разъединитель; — узла допакеровки механического пакера.
Подвеска устанавливается на последнюю трубу спускаемого хвостовика и размещается внутри предыдущей колонны обсадных труб в заданном интервале глубины при креплении скважины.
Подвеска, после срабатывания, разбуривания не требует.
По умолчанию присоединительные резьбы изделия ОТТМ. Возможно изготовление с присоединительными резьбами ОТТГ, БТС, VAM TOP, TMK FMC, TMK GF, TMK PF.
Выпускаются типоразмеры от 102/140 до 178/245.
Подвески выпускаются в третьей модификации в соответствии с ТУ 3663-009-12196563-2016.
Шифр изделия включает в себя:
Буквенное обозначение: 1. ПХН – подвеска хвостовика нецементируемая. Цифровое обозначение: 2. Цифра соответствует порядковому номеру модификации изделия. Типоразмер: 3. Три цифры соответствуют условному диаметру обсадных труб, оборудованных устройством. 4. Три цифры соответствуют условному диаметру обсадной колонны, в которую проводится установка подвески.
Пример обозначения устройства: ПХН.3.102/168 – подвеска хвостовика нецементируемая для обсадных труб с условным диаметром 102 мм, устанавливаемая в 168 мм обсадную колонну в третьей модификации. ПХН.3.178/245 – подвеска хвостовика нецементируемая для обсадных труб с условным диаметром 178 мм, устанавливаемая в 245 мм обсадную колонну в третьей модификации.
Пример обозначения устройства при заказе: ПХН.3.102/168 (ОТТМ) ТУ 3663-009-12196563-2016; ПХН.3.178/245 (VAM TOP) ТУ 3663-009-12196563-2016.
Наряду с перечисленным выше бурение включает в себя другие техпроцессы и операции:
Совокупность выполняемых в процессе сооружения скважин работ устанавливается индивидуальным или групповым техническим проектом, какое-либо отклонение от него санкционируется техническим советом бурового предприятия. Применение дорогостоящего оборудования, потребление материалов высокой стоимости в значительных объемах делает буровые работы весьма затратными. Строительство скважин является самым капиталоемким видом работ в нефтегазовом комплексе. Затраты на строительство скважин переносятся на себестоимость добытой из них продукции и/или извлекаемых запасов и имеют тенденция к увеличению с ростом глубины и продолжительности сооружения. Особенно дорого обходится бурение скважин в акваториях, затраты на него могут превышать затраты на бурение аналогичной скважины на суше на порядок.
Конечной целью бурения скважин является:
Независимо от источника финансирования буровых работ их выполнение должно быть рентабельным если не по каждой отдельной скважине, то по объему проходки в целом.
От выбора места заложения скважины методом wild cat практически повсеместно отказались.
Выдаче точки бурения разведочной скважины в натуре предшествует выполнение сложного комплекса сложных изысканий, включающего полностью или частично:
Разнообразие способов, методов и технических средств бурения на нефть и газ приведено в таблице ниже.
В приведенном выше сочетании это называется механическим бурением, оно характеризуется набором интервальных параметров режима бурения.
Численные значения параметров устанавливаются:
Для каждого интервала бурения с одинаковыми горно-геологическими и техническими условиями задаются:
Рациональность назначенных параметров режима бурения имеет место при достижении максимума рейсовой скорости, которая вычисляется как отношение походки на долото к суммарным затратам времени на механическое бурение и спускоподъемные операции (СПО), включая время на наращивание бурильной колонны.
Анализируя эти показатели в динамике, можно выявить тренды, предусмотреть и предпринять своевременные меры для предотвращения нежелательных последствий. Выполнение буровых работ организуется одним из 2 х способов: — безподрядным, все работы выполняются буровым предприятием с использованием имеющихся у него производственных мощностей; — сервисным, значительная часть специфичных работ (геофизические исследования скважин, тампонажные работы, разработка рецептур и приготовления промывочных агентов, подбор компоновок бурильных колонн и выбор ПРИ, перфорация обсадных колонн и др.) выполняется сервисными специализированными компаниями по заказу бурового предприятия на подрядных принципах.
2 й способ дает ускоренное выполнение работ, высокое их качество, снижение аварийности и затрат на строительство, но он применим лишь в районах с высокой концентрацией объёмов проходки.
Информационное обеспечение буровых работ на нефть и газ значительно улучшилось, многие буровые установки оснащены бортовыми компьютерами, способны воспринимать, обрабатывать и хранить информацию, получаемую от десятков датчиков, контролировать параметры режима бурения, выбирать и задавать их значения, рекомендовать ПРИ эффективных типоразмеров.
Созданы региональные банки геолого-технической информации.
РАЗВЕДОЧНОЕ БУРЕНИЕ
В последние годы при разведочном бурении активнее остальных средств применяются электрические турбобуры.
В ходе разведочного бурения особая роль принадлежит буровому раствору.
Буровой раствор должен:
Прежде чем приступать к разведочному бурению, необходимо заранее определить его объемы, а также разработать, согласовать и утвердить технический проект на строительство скважины. Количественно объем разведочного бурения определяется как запланированный прирост запасов по категориям / принятая эффективность ГРР Объемы разведочного бурения будут неизбежно расти и в связи с этим будут создаваться новые или наращиваться существующие производственные мощности предприятий разведочного бурения. Далее стартует фаза разбуривания месторождения добывающими, нагнетательными и другими скважинами.
В конструкцию низа обсадных колонн входит технологическая оснастка для успешного спуска обсадных колонн и цементирования скважин, разобщения пластов и эксплуатации скважин.
В конструкцию низа обсадных колонн входит технологическая оснастка для успешного спуска обсадных колонн и цементирования скважин, разобщения пластов и эксплуатации скважин.
Элементы низа обсадной колонны:
Иногда при спуске эксплуатационных колонн или хвостовиков вместо башмака с направляющей пробкой обсадная колонна заканчивается «пауком» (Рис. 1 г).
Используются также шаровые и дроссельные обратные клапаны (рис. 3). Обратные клапаны устанавливаются на расстоянии 2. 12 м от башмака. При спуске обсадных колонн значительной длины или хвостовиков устанавливаются два обратных клапана на расстоянии 8. 12 м друг от друга. В скважинах с возможными газопроявлениями обратные клапаны устанавливают вне зависимости от глубины спуска колонны во избежание газового выброса через колонну в процессе ее спуска и цементирования. Обратный клапан перед спуском в скважину опрессовывают на давление, в 1,5 раза превышающее его рабочее давление.
Упорное кольцо Так как обсадную колонну с обратным клапаном спускают порожней, то периодически (через 100. 200 м) следует доливать ее буровым раствором. Если этого не делать, наружное давление может достигнуть критической величины, угрожающей или смятию колонны, или прорыву обратного клапана. Упорное кольцо(кольцо-стоп) устанавливается для четкого фиксирования окончания процесса цементирования над обратным клапаном (на расстоянии 6. 12 м). Упорное кольцо изготавливается из чугуна в виде шайбы толщиной 12. 15 мм; диаметр отверстия делается на 60-75 мм меньше наружного Ø. В некоторых случаях упорное кольцо имеет не 1 отверстие, а 2 или 4.
Кольца жесткости Кольца жесткости служат для усиления отдельных интервалов обсадной колонны. Их рекомендуется устанавливать на кондукторы и промежуточные колонны. Для усиления нижней части обсадной колонны и повышения прочности соединения на нижние 4. 5 труб одеваются короткие (100. 200 мм) патрубки и закрепляются электросваркой. Изготавливаются они из обсадных труб следующего за данной обсадной колонной размера.
Рис. 4. Турбулизатор Турбулизатор Турбулизаторы способствуют лучшему замещению бурового раствора цементным в процессе цементирования обсадных колонн. Турбулизатор (рис. 4) состоит из корпуса 1, неподвижно закрепляемого на обсадной трубе, упругими (обычно резиновыми) лопастями 2, наклоненными под углом 30. 50° к образующей оси. Лопасти изменяют направление восходящего потока промывочной жидкости и цементного раствора, способствуют образованию местных вихрей и разрушению структуры в застойных зонах. Для крепления на обсадной трубе служат спиральный клин 3. Турбулизаторы целесообразно устанавливать в интервалах недостаточно хорошего центрирования колонны со сложной конфигурацией сечения ствола скважины, а также на участках с не очень большими кавернами.
Рис. 6. Скребок Скребки (рис. 6) применяют для удаления со стенок скважины фильтрационной глинистой корки при спуске обсадной колонны. Их устанавливают на тех же участках обсадной колонны, что и центрирующие фонари (центраторы). Наибольший эффект получается при совместном применении скребков и центраторов.
Применяются разные методы ЗБС из скважин бездействующего фонда: — вырезание участка колонны, — бурение с отклоняющего клина и тд
К бурению с вырезанием участка колонны нужно отнести и бурение скважин с извлечением незацементированной колонны с бурением полноразмерного ствола.
Нет никакого различия от бурения обычных наклонно-направленных скважин, поэтому рассмотрим 2 других варианта.
Вырезание протяженного участка, с тем чтобы было возможно при ЗБС удалить от магнитных масс магнитометрические датчики забойных телеметрических систем контроля траектории ствола.
При этом варианте существенны затраты связанные со временем:
Небольшая коррекция рассматриваемого варианта повысила шансы по возможности применения технологии.
Поэтому нет необходимости вырезания участка колонны большой протяженности, достаточно вырезать столько, сколько нужно для обеспечения отклонения для выхода бурильной колонны из обсадной.
Его применение может позволить производить зарезку боковых стволов точно по требуемому направлению, с любой глубины, при любых углах наклона скважины. Применение его возможно как при зарезке боковых стволов, так и при бурении многоствольных и разветвленно-горизонтальных скважин без потери нижележащего основного ствола.
Однако, наибольший эффект ожидается при бурении многоствольных и разветвленно-горизонтальных скважин, так как устройство и технология будут применяться не только при бурении, но также при избирательном проведении геофизических исследований и воздействии в процессе эксплуатации.
Точно также упрощается обслуживание многоствольных и разветвленно-горизонтальных скважин в процессе эксплуатации и проведении геофизических исследований при помощи установок непрерывных труб, а именно, за 1 спуск можно избирательно провести требуемые работы на любом ответвлении или основном стволе.
Применяется также вариант зарезки бокового ствола за 1 спуск. В этом случае профильная труба соединяется с отклонителем, а гидравлическое соединение профильной трубы с бурильным инструментом производится через специальные трубки, вмонтированные в корпус фреза. Такое упрощение способа приводит к увеличению жесткости компоновки, затруднениям с ориентированием, но в ряде случаев такой способ эффективен.
