Для чего нужен хвостовик в скважине
Бурение скважин на обсадной колонне и хвостовике
Вы будете перенаправлены на Автор24
Особенности бурения скважин на обсадной колонне и хвостовике
Существует несколько типов обсадных колонн:
Хвостовик – это обсадная колонна потайного типа, которая устанавливается в специальной системе подвески в предыдущей обсадной колонне.
Пример технологической схемы колонны-хвостовика изображен на рисунке ниже.
1,9 – верхняя и нижняя часть секционной разъединительной пробки; 2 – переводник; 3 – ниппель с резьбой; 4 – уплотнительная манжета; 5 – раструб; 6 – муфта с резьбой; 7 – несущая резьба; 8 – пакер; 10 – обсадные трубы хвостовика.
Бурение на обсадной колонне подразумевает использование обсадной колонны в качестве бурильной, чтобы обсадные колонны спускались на забой в процессе бурения, а не устанавливались в рамках отдельного технологического процесса. Данный вид бурения был впервые использован в 1920 годах, на месторождениях Польши и Франции. С 1950-х годов этот вид бурения уже применялся во многих странах, в том числе на месторождениях на территории Советского Союза, в частности в городе Саратов. Тогда такое бурение в основном использовалось для бурения не всего ствола скважин, а только определенных участков. Современное бурение на обсадной колонне и хвостовике предусматривает бурение под кондуктор или техническую колонну. Бурение на обсадной колонне может выполняться с помощью систем двух типов.
Готовые работы на аналогичную тему
При использовании первой системы бурения расширитель ствола скважины, забойный двигатель и компоновка долота устанавливаются на нижнем соединении обсадных труб с помощью съемного пакера. По мере бурения обсадная колонна опускается в скважину либо в режиме вращения, либо в режиме скольжения. При достижении нужной глубины захваченная компоновка низа бурильной колонны извлекается на поверхность возвратными механизмами. После чего в скважину опускается система клапанов, которые помещаются в башмак обсадной колонны до начала процесса цементирования.
При использовании второй системы бурения на обсадной колонне и хвостовике компоновка включает в себя специальное буровое долото, которое крепится к нижней части звена обсадных труб, как правило, между этим самым звеном и муфтой обсадных клапанов. В этом случае крутящий момент в процессе бурения передается от верхнего силового привода к обсадной колонне. Особенностью такой системы является отсутствие необходимости извлечения бурового долота через обсадные колонны.
При бурении на обсадной колонне хвостовик решает такие задачи, как снижение расходов на сооружение скважины, сокращение числа этапов сооружения скважины, повышение качества цементирования, перекрытие зон поглощения в случае разгерметизации колонн.
Преимущества бурения скважин на обсадной колонне и хвостовике
Преимущества бурения скважин на обсадной колонне и хвостовике связаны с отсутствием необходимости проведения процесса спуска и подъема бурильных колонн, а также со спуском обсадных колонн. Преимущества следующие:
Заканчивание скважин: подвески хвостовиков
В скважинном бурении, хвостовиком называют разновидность обсадной колонны с потайным способом установки. В частности, данный элемент монтируется в предыдущей обсадной колоне, заходя внахлёст на расстояние 20-50 метров. Фиксируется хвостовик специальной системой крепления, которая называется подвеской.
Технология установки предусматривает возможность цементирования хвостовика, но это не является обязательным условием: способ монтажа напрямую зависит от прочности породы разрабатываемого пласта.
Преимущества хвостовиков
При заканчивании скважины хвостовиком, решаются такие задачи:
Имеются у хвостовиков и некоторые недостатки. Сюда можно отнести возможную негерметичность подвески, проблемы с первичным цементированием если между скважиной и хвостовиком остаются небольшие кольцевые зазоры.
Устройство хвостовиков
Конструкцию подвески можно рассмотреть на примере гидромеханической модели, которая используется для установки тяжёлых хвостовиков марки ПХГМЦ.Т. Такая подвеска может взаимодействовать с пакерами ПГМЦ или стоп-патрубками. Подвеска не предназначена для двухступенчатого цементирования.
Конструкция подвески включает 5 независимых узлов, гидравлического или механического действия:
Устанавливается подвеска на последнюю трубу хвостовика и размещается внутри обсадной колонны на заданной глубине. Конструкция предусматривает защиту от преждевременного срабатывания в процессе цементирования.
Разновидности подвесок
Колонну с установленным хвостовиком используют в качестве эксплуатационной, поэтому основным критерием при выборе подвески является способность противодействия сминающему давлению. В настоящее время, используются несколько различных способов установки хвостовиков: цементируемый, на клиньях и на опорной поверхности. Для каждого из перечисленных вариантов применяется свой тип подвески.
В общих чертах, подвески делятся на 3 группы:
Здесь приведена классификация по принципу действия механизма установки, которая считается основной. Однако у подвесок имеются и другие отличительные особенности конструкции. Например:
При выборе подвески хвостовика в зависимости от способа установки, необходимо учитывать ряд моментов.
Для подвесок, используемых для установки хвостовика на клиньях характерна высокая вероятность ложных срабатываний. Устройства для монтажа на опорной поверхности требовательны к точности: если хвостовик не дойдёт до заданной глубины, подвеска не сработает.
ОБСАДНАЯ КОЛОННА И ХВОСТОВИК
Во время бурения скважины возникает необходимость защиты вскрытых пластов стальными трубами. Для этого есть несколько причин: защита от обрушения стенок скважины, защита ранее вскрытых интервалов и изоляция пластов друг от друга. Такие защитные трубы называются обсадными колоннами и хвостовиками. Обсадной называется колонна, начинающаяся на устье скважины и спущенная в нее на достаточную глубину. Термин хвостовик обозначает колонну труб, верхний конец которой не выходит на поверхность, но спущен на глубину и соединен внахлест с нижним концом обсадной колонны или другого хвостовика. Обсадная колонна и хвостовик могут цементироваться полностью или частично.
Обсадная колонна. В скважине могут быть две, три и более колонны обсадных труб, трубы меньшего диаметры спускаются в трубы большего диаметра, причем трубы меньшего диаметра спускаются на большую глубину. Колонна-кондуктор спускается в скважину с последующим цементированием для защиты водоносных горизонтов и для предотвращения фильтрации бурового раствора в залегающих близко от поверхности песчаниках и гравийных пластах. Глубина спуска кондуктора – около 2 000 футов. Затем спускается так называемая «промежуточная» или «техническая» колонна. Техническая колонна спускается и цементируется для защиты вскрытых пластов и колонны кондуктора от гидростатического давления, создаваемого тяжелым раствором. Ниже технической колонны может быть спущена еще одна колонна обсадных труб или хвостовик.
Хвостовик. По экономическим или техническим соображениям установка еще одной колонны от устья до забоя для защиты лишь небольшого открытого интервала в уже обсаженную скважину может не оправдаться, особенно с учетом сужения ствола скважины по мере приближения к забою. Поэтому в скважине устанавливают хвостовик, спускаемый до забоя и соединяющийся внахлест с обсадной колонной в интервале нескольких сот футов. Хвостовик крепится к обсадной колонне при помощи специального устройства, которое называется подвеской хвостовика. Хвостовик служит для защиты открытого интервала вблизи забоя скважины, в который зачастую входит вскрытый продуктивный пласт.
ЦЕМЕНТИРОВАНИЕ
После спуска в скважину обсадной колонны или хвостовика внутрь обсадной колонны или хвостовика быстро закачивают заранее приготовленный цементный раствор. Под давлением цементный раствор выходит из-под низа обсадной колонны и поднимается в затрубное пространство между трубой и стенками скважины. Вслед за цементом в скважину закачивается жидкость в объеме, достаточном для вытеснения почти всего цемента из обсадной колонны или хвостовика, с таким расчетом, чтобы небольшая часть цемента осталась на забое. После того как цемент затвердеет, часть цемента, оставшаяся в обсадной колонне или хвостовике, разбуривается и скважина углубляется еще на несколько футов ниже конца колонны. Затем обсадная колонна или хвостовик испытываются опрессовкой для определения максимального удельного веса раствора, который они способны выдержать. Если колонна не проходит испытание, проводится исправительное цементирование закачкой цемента под давлением. Если же испытание проходит успешно, бурение возобновляется.
ГЕОЛОГО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ КОНТРОЛЬ (ГАЗОВЫЙ КАРОТАЖ)
Имеются несколько методов, при помощи которых во время бурения выделяются геологические пласты по их типу и возрасту и ведется наблюдение за признаками нефти и газа. Одним из этих методов является газовый каротаж. Он заключается в исследовании литологических характеристик шлама и его флуоресцентных свойств, являющихся признаком нефтеносности. Присутствие углеводородов можно определить, анализируя газ, поступающий из скважины вместе с буровым раствором. Глубина, скорость проходки и иные параметры коррелируются с признаками нефти и изменениями литологических характеристик.
ОТБОР И АНАЛИЗ КЕРНА
Анализ керна является одним из наиболее информативных методов изучения коллектора. Керн – это часть породы, извлеченная из исследуемого пласта. Пластовой керн в виде цилиндрических отрезков длиной несколько футов извлекается специальным колонковым долотом, соединенным с колонковой трубой (керноотборником). Колонковое долото имеет внутри полый канал, по которому керн поступает в керноприемник. Боковой керн небольшой длины извлекается при помощи геофизического инструмента, спускаемого на кабеле. Отбор бокового керна производится после того, как скважина пробурена. Сперва керн изучается промысловым геологом на буровой, однако для более полного исследования керн направляют в лабораторию, где измеряют его пористость, проницаемость, глинистость, исследуют литологические свойства, признаки нефти и иные важные характеристики. Отбор керна – дорогостоящая операция, применяемая только при насущной необходимости получения наиболее полных, достоверных характеристик пласта.
ОПРОБОВАНИЕ СКВАЖИНЫ ПЛАСТОИСПЫТАТЕЛЕМ НА БУРИЛЬНЫХ ТРУБАХ (DST) И ПОИНТЕРВАЛЬНОЕ ОПРОБОВАНИЕ СКВАЖИНЫ (FIT)
Опробование скважины пластоиспытателем на бурильных трубах (DST, drill-stem testing) и поинтервальное опробование скважины (FIT, formation-interval testing) – два похожих метода, использующихся для непосредственного замера потенциального притока из пласта, отбора проб флюида из исследуемого интервала, измерения давления и температуры. Метод опробования скважины пластоиспытателем заключается во временной отработке пласта по колонне бурильных труб с установленным на конце колонны извлекаемым пакером (пластоиспытателем). Пакер изолирует затрубное пространство, а пластоиспытатель обеспечивает приток жидкости из исследуемого участка вскрытого пласта. Затем пластоиспытатель закрывается, пакер срывается, а колонна бурильных труб извлекается из скважины. Одновременно с испытанием отбирают пробу пластового флюида. Приборы, установленные на пластоиспытателе, записывают давление и температуру. Поинтервальный испытатель пластов (FIT) спускается не на бурильных трубах, а на кабеле, в рабочем положении поинтервальный испытатель прижат к стенке скважины. Во время испытаний отбирается проба пластового флюида, измеряется давление и температура. Затем пластоиспытатель вместе с пробой флюида под давлением поднимают из скважины. Проба под давлением помещается в другой контейнер и отправляется на анализ в лабораторию.
Элементы оснастки низа обсадной колонны
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.
Тема: Технология и конструкции подвески хвостовика
МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКО ФЕДЕРАЦИИ
Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение
Высшего образования
«тюменский ИНДУСТРИАЛЬНЫЙ университет»
ИНСТИТУТ геологии И нефтегазодобычи
Кафедра «Бурение нефтяных и газовых скважин»
Реферат
По предмету Особенности заканчивания наклонно-направленных скважин с горизонтальным окончанием
Тема: Технология и конструкции подвески хвостовика
Выполнил: Апрелев А.С.
Проверил: Кузнецов В.Г. Д.т.н, профессор
Глава 1. Понятие хвостовик. Основные способы подвески хвостовика.
Хвостовик – обсадная колонна потайного типа, которая устанавливается в специальной системе подвески в предыдущей обсадной колонне («внахлёст» на 20-50 м). Хвостовик может как цементироваться, так и не цементироваться, что обусловлено в первую очередь прочностью пород разрабатываемого пласта-коллектора.
Хвостовики подвешивают на промежуточной колонне с помощью устройства, состоящего из пакера и скользящих клиновых плашек и называемого подвеской хвостовика. При заканчивании скважины с хвостовиком эту колонну вместе с промежуточной используют как эксплуатационную.
Поскольку хвостовик устанавливается на забое и подвешен на промежуточной колонне, то основной критерий расчета — способность противостоять максимальному сминающему давлению.
Недостатки хвостовика: возможная негерметичность в подвеске хвостовика; затруднения, возникающие при первичном цементировании вследствие малых кольцевых зазоров между хвостовиком и скважиной.
При бурении хвостовики применяют для изоляции зон поглощения или аномально высоких давлений, что позволяет продолжать бурение на большую глубину.
Существуют три принципиально различающихся между собой способа глубинной подвески хвостовиков и секций обсадных колонн при креплении скважин: а) на цементном камне; б) на клиньях; в) на опорной поверхности. Также большинство подвесок можно распределить по группам в соответствии с механизмом их установки, который бывает либо механическим, либо гидравлическим. Кроме этого, подвески могут быть классифицированы по числу конусов и возможности вращаться после того, как подвеска была установлена.
Цементируемые хвостовики подвешивают как в обсаженном (рисунок 1, а), так и в необсаженном стволе скважины (рисунок 1, б) непосредственно в процессе их цементирования. При этом подвеска производится в следующей последовательности: 1) подъем тампонажного раствора на всю длину обсадной колонны, удерживаемой на весу бурильными трубами; 2) удаление тампонажного раствора, поднятого над хвостовиком; 3) отсоединение бурильных труб от хвостовика только после образования за обсадными трубами цементного камня. Обсадные трубы остаются зацементированными в растянутом состоянии. Для подвески хвостовиков, верхняя часть которых находится в ранее обсаженном стволе скважины, применяют схожие устройства, различающиеся незначительными конструктивными особенностями.
Хвостовики, устанавливаемые на клиньях, подвешивают только в обсаженной части скважины. Основной принцип этого способа установки заключается в том, что верхнюю часть хвостовика заклинивают в предыдущей колонне с помощью клиновидных плашек, выдвигаемых в кольцевой межколонный зазор. Для установки хвостовика при таком способе используют «механические», «гидравлические» или «гидромеханические» подвески. «Механические» подвески хвостовика (рисунок 2) срабатывают за счет механического воздействия на бурильные трубы (вращение, создание осевой нагрузки). «Гидравлические» подвески хвостовика (рисунок 3) устанавливаются за счет воздействия нагнетаемого давления на элемент подвески, который способствует выдвижению клиньев. Подвесные устройства, устанавливаемые на опорной поверхности, обеспечивают подвеску хвостовиков на различных участках предыдущей обсадной колонны, где расположен специальный упор. Упорами, на которых устанавливают хвостовики, могут служить внутренние проточки в толстостенных патрубках, устанавливаемых на нижнем участке предыдущей колонны перед ее спуском в скважину; верхняя часть ранее спущенного хвостовика; зона перехода от большего диаметра к меньшему при двухразмерной предыдущей обсадной колонны. Каждому из указанных трех видов опорной поверхности соответствует подвесное устройство, которым оборудуют спускаемый хвостовик. Анализируя вышеперечисленные способы установки хвостовика, можно выявить преимущества и недостатки каждого из них. К недостаткам цементируемых хвостовиков можно отнести большие материальные затраты на процесс цементирования и дополнительные усилия на его продавку, а также высокую степень загрязнения продуктивного пласта. Главным недостатком клиновых подвесных устройств является высокая вероятность преждевременного срабатывания. А группа устройств, устанавливаемых на опорной поверхности, может быть, использована только при условии спуска хвостовика до заданной глубины. Т.е. при нарушении этого условия, в случае недоспуска хвостовика, устройство не дойдет до упора и не сработает.
Выбор способов подвески хвостовиков в конкретных геолого-технических условиях осуществляется, исходя из следующих основных факторов: глубина установки хвостовика; параметры кривизны скважины; типоразмер и вес бурильных труб; скважинные условия, воздействию которых может подвергаться подвеска хвостовика.
Глава 2. Существующие виды подвесок хвостовика.
ПОДВЕСКА ХВОСТОВИКА ЦЕМЕНТИРУЕМАЯ ЗАЩИЩЕННАЯ ПХЦЗ
Подвеска хвостовика цементируемая защищенная ПХЦЗ предназначена для проведения спуска, подвески и герметизации хвостовика в скважине с цементированием, проведения технологических операций, связанных с цементированием и последовательным приведением в действие узлов якоря, пакера и последующим разъединением транспортировочной колонны и хвостовика.
Область применения устройства — вертикальные, наклонно направленные (пологие) стволы скважин и стволы с горизонтальным окончанием, в которые спускаются и цементируются хвостовики (потайные обсадные колонны).
Подвеска ПХЦЗ состоит из четырех функционально законченных и работающих независимо друг от друга узлов:
— узла якоря, обеспечивающего подвеску хвостовика в технической колонне;
— узла гидромеханического пакера, обеспечивающего герметизацию межтрубного пространства;
— узла гидравлического разъединителя, обеспечивающего спуск узлов устройства в скважину вместе с хвостовиком, проведение технологических операций, связанных с промывками, приведение в действие всех устройств с последующим автоматическим разъединением транспортировочной колонны и устройства;
— узла механического разъединения, дублирующего работу гидравлического.
После окончания спуска хвостовика до заданной глубины и проведения технологических промывок, осуществляется следующая совокупность технологических операций для приведения в действие устройства ПХЦЗ:
— проведение цементирования хвостовика с пуском цементировочной пробки после закачки тампонажного раствора для разделения его от продавочной жидкости;
— продавливание тампонажного раствора в затрубное пространство до получения сигнала «стоп»;
— приведение в действие узла якоря производится повышением внутреннего избыточного давления до величины Р = 16 МПа. Через отверстие в полом штифте давление передается во внутреннюю полость гидропривода. Взаимодействуя с плашками, гидропривод раздвигает их в радиальном направлении и прижимает к стенкам технической колонны;
— приведение в действие узла пакера производится повышением внутреннего избыточного давления до величины Р = 16 МПа. Давление передается во внутреннюю полость гидропривода, происходит срез винтов и перемещение толкателя, который, взаимодействуя с манжетами и находящимся между ними центратором, герметично прижимает манжеты к стенкам технической колонны;
— узел разъединителя приводится в действие при наращивании внутреннего избыточного давления до величины Р = 20 МПа. Давление передается на поршень, срезные винты разрушаются, поршень перемещается и освобождает при этом упоры и, таким образом, отсоединяется от наружного корпуса и соединенного с ним хвостовика;
— узел механического разъединения приводится в действие вращением транспортировочной колонны вправо, 20 оборотов; предварительно необходимо установить на индикаторе вес, соответствующий весу транспортировочной колонны в жидкости;
— проведение промывки и подъем транспортировочной колонны.
В процессе крепления скважины в состав хвостовика включаются следующие технические средства:
— при сплошном цементировании хвостовика
нижняя труба хвостовика оснащается башмаком, затем устанавливается обратный клапан и стоп-патрубок. На последнюю трубу хвостовика устанавливается подвеска ПХЦЗ, которая соединяется с транспортировочной колонной;
— при манжетном цементировании хвостовика
нижняя труба фильтровой части хвостовика оснащается башмаком, над фильтровой частью устанавливается пакер для манжетного цементирования одной из моделей ПГМЦ, ПГМЦ2 или ПГМЦ4. На последнюю трубу хвостовика устанавливается подвеска ПХЦЗ, которая соединяется с транспортировочной колонной.