Модернизация продавочной пробки для цементирования скважин

сборочный.cdw

Техническая характеристика:
Наружний диаметр 317 мм.
Уплотняемый диаметр max 314 мм
КП-130.504.65-081012495-04.00.00
кп-130.504.65-081012495 04.00.01
кп-130.504.65-081012495 04.00.02
перфорированные кольца
кп-130.504.65-081012495 04.00.03
уплотнительные манжетты
кп-130.504.65-081012495 04.00.04
кп-130.504.65-081012495 04.00.05
кп-130.504.65-081012495 04.00.06
кп-130.504.65-081012495 04.00.07
кп-130.504.65-081012495 04.00.08
регулировочные кольца
кп-130.504.65-081012495 04.00.09

1 лист.cdw

- Цементировочныы агригат.
- Буровая установка.
- Цементировочная головка.
- Продавочные пробки.
- Буферная жидкость.
- Цементировочный раствор.
КП-130.504.65-081012495-04.00.00
Схема цементирования
График совмещенных давлений
Траиктория скважины.
Схема цементажа обсадной колонны
Отклонение по горизонтали м

гтн.cdw

Обвалы стенок скважины наблюдаются при бурении слабоустойчивых пород таких как глина и глинистые сланцы
аргиллиты несцементированные породы некоторые карбонатные породы гипсо-ангидритовые толщи брекчированные
и перемятые породы в зонах обнаружения и др. Признаками обвала стенок скважин являются затрудненное вращение
инструмента при бурении резкое повышение давления на манометре насоса вынос из скважины крупных обломков породы.
Желобообразования - может происходить при прохождении любых пород кроме очень крепких. Этот процесс
одностороннего продольного ковернообразования открытого ствола скважины при этом образуется каверна
особой формы в виде замочной скважины. Осложнения этого вида наиболее характерны для искревленных и имеющих
значительный прогиб участков скважины. Желоба могут образовываться при бурении в мягких породах в случае
отклонения оси скважины от вертикали на 2-3 градуса. При жалообразовании возникает опастность попадания колонны
бурильных труб в суженную часть выроботок и ее заклинивание часто приводящего к обрыву бурильных труб.
Затяжки бурильного инструмента - происходия при бурении с низкой скоростью восходящего потока промывочной жидкости
при этом осыпающие и разбуренные частицы пород осидают вокруг бурильной колонны и заклинивают ее.
КП-130.504.65-081012495-04.00.00
Посадки и затяжки бурильного инструментов
осложнения при бурении
конструкция скважены высота подъёма цементного раствора
Обвалы стенок скважины

сборочный к.cdw

Техническая характеристика:
Наружний диаметр 317 мм.
Уплотняемый диаметр max 314 мм
КП-130.504.65-081012495-04.00.00
кп-130.504.65-081012495 04.00.01
кп-130.504.65-081012495 04.00.02
перфорированные кольца
кп-130.504.65-081012495 04.00.03
уплотнительные манжетты
кп-130.504.65-081012495 04.00.04
кп-130.504.65-081012495 04.00.05
кп-130.504.65-081012495 04.00.06
кп-130.504.65-081012495 04.00.07
кп-130.504.65-081012495 04.00.08
регулировочные кольца
кп-130.504.65-081012495 04.00.09

ПЗ.docx

Общие сведения о цементировании скважин
Разобщение пластов при существующей технологии крепления скважин – завершающий и наиболее ответственный этап от качества выполнения которого в значительной степени зависит успешное строительство скважины. Под разобщением пластов понимается комплекс процессов и операций проводимых для закачки тампонажного раствора в затрубное пространство (т. е. в пространство за обсадной колонной) с целью
создания там надежной изоляции в виде плотного материала образующегося со временем в результате отвердения тампонажного раствора. Поскольку в качестве тампонажного наиболее широко применяется цементный раствор то и для обозначения работ по разобщению используется термин «цементирование».
Наиболее важные функции цементного кольца следующие:
- Предотвращение перетока от одного пласта к другому или от пласта до поверхности между обсадной колонной и стволом;
- Удержание обсадной колонны (особенно кондуктор);
- Защита обсадной колонны от коррозии пластовыми жидкостями.
Цементный камень за обсадной колонной должен быть достаточно прочным и непроницаемым иметь хорошее сцепление (адгезию) с поверхностью обсадных труб и со стенками ствола скважины. Высокие требования к цементному камню обусловливаются многообразием его функций: плотное заполнение пространства между обсадной колонной и стенками ствола скважины; изоляция и разобщение продуктивных нефтегазоносных горизонтов и проницаемых пластов; предупреждение распространения нефти или газа в затрубном пространстве под влиянием высокого пластового давления; заякоривание обсадной колонны в массиве горных пород; защита обсадной колонны от коррозионного воздействия пластовых вод и некоторая разгрузка от внешнего давления.
Следует отметить что роль и значение цементного камня остаются неизменными на протяжении всего срока использования скважины поэтому к нему предъявляются требования высокой устойчивости против воздействия отрицательных факторов.
Цементирование включает пять основных видов работ:
- приготовление тампонажного раствора;
- закачку его в скважину;
-подачу тампонажного раствора в затрубное пространство;
- ожидание затвердения закачанного материала;
- проверку качества цементировочных работ.
Существует несколько способов цементирования. Они различаются схемой подачи тампонажного раствора в затрубное пространство и особенностями используемых приспособлений. Возможны два варианта подачи тампонажного раствора в затрубное пространство:
- раствор закачанный внутрь цементируемой обсадной колонны проходит по ней до башмака и затем поступает в затрубное пространство распространяясь снизу вверх (по аналогии с промывкой называется цементированием по прямой схеме);
- тампонажный раствор с поверхности подают в затрубное пространство по которому он перемещается вниз (цементирование по обратной схеме).
В промышленных масштабах применяют способы цементирования по прямой схеме. Если через башмак обсадной колонны в затрубное пространство продавливают весь тампонажный раствор способ называется одноступенчатым (одноцикловым) цементированием. Если обсадная колонна на разных уровнях оснащена дополнительными приспособлениями (заливочными муфтами) позволяющими подавать тампонажный раствор в
затрубное пространство поинтервально на разной глубине способ цементирования называется многоступенчатым (многоцикловым). Простейший и наиболее распространенный способ – цементирование в две ступени (двухступенчатое). Иногда возникает необходимость не допустить проникновения тампонажного раствора в нижнюю часть обсадной колонны расположенную в интервале продуктивного пласта тогда этот интервал в затрубном пространстве изолируется манжетой установленной на обсадной колонне и сам способ цементирования называется манжетным. Выделяются также способы цементирования потайных колонн и секций поскольку тампонажный раствор в этом случае закачивают по бурильной колонне на которой спускают секцию или потайную колонну.
В мелких скважинах (например структурных) которые заведомо не вскрывают продуктивных залежей и интервалов с высоким пластовым давлением затрубное пространство можно изолировать тампонированием нижней части обсадной колонны глиной. Тампонирование выполняется по более простой технологии чем цементирование и обеспечивает лишь временную и довольно слабую изоляцию. Тампонирование обсадной колонны в скважине может осуществляться задавливанием обсадной колонны на глубину до 08 12 м в пласт глины мощностью не менее 25 30 м; по способу с нижней пробкой когда глину в виде шариков предварительно забрасывают на забой а затем продавливают в затрубное пространство самой обсадной колонной нижний конец которой перекрыт пробкой; по способу с верхней пробкой; в этом случае в нижнюю трубу набивают глину над ней помещают пробку с помощью которой вблизи забоя глину выпрессовывают под действием нагнетаемой с поверхности жидкости. Преимущество метода тампонирования глиной состоит в том что после завершения всех работ в скважине обсадная колонна может быть освобождена и извлечена для последующего использования.
Цементирование скважин является сложной инженерной задачей требующей пристального внимания на всех этапах строительства скважин. Обеспечение качественного цементирования скважин позволяет резко увеличить долговечность скважин и срок добычи безводной продукции.
Существующая отечественная цементировочная техника технологическая
оснастка тампонажные материалы позволяют обеспечить качественное крепление скважин при выполнении следующих условий:
-Неуклонного выполнение требований технологического регламента крепления скважин;
- Соблюдения технологической дисциплинытампонажной бригадой;
- Высокой квалификации тампонажной бригады;
- Использование качественных тампонажных материалов;
- Составления паспортов крепления скважин с учетом полного фактора горно-геологических условий крепления;
При существующей технике и технологии крепления скважин повышения качества цементирования возможно за счет:
- получения и использования достоверной геофизической информации по состоянию ствола скважины;
- правильного подбора промывочной жидкости в процессе бурения с целью уменьшения кавернообразования;
- правильного выбора буферной жидкости;
- обеспечения турбулентного режима течения тампонажного раствора в затрубном пространстве при закачке;
- жесткого контроля за параметрами цементного раствора в течении всего периода цементирования;
- использования высокоэффективного селективно-манжетного цементирования при цементировании водоплавающих залежей и малой мощностью непроницаемых глинистых перемычек;
- очистка застойных зон от бурового раствора при проработке ствола скважины струйными кольмататорами.
Пробки разделительные продавочные (ПРП-Ц) применяют при проведении цементировочных (тампонажных) работ в скважине и предназначены:
- нижняя пробка (Н) - для очищения внутренней поверхности колонны обсадных труб от глинистой корки и разделения и предотвращения смешивания в ней цементного (тампонажного) раствора и прокачиваемой впереди буферной жидкости;
- верхняя пробка (В) – традиционно применяемая - необходима для получения скачка давления «Стоп» сигнализирующего об окончании процесса цементирования и для предотвращения смешивания и разделения цементного (тампонажного) раствора и продавочной жидкости (буровой раствор) прокачиваемых в колонне обсадных труб.
- Пробки очищают внутреннюю поверхность обсадных труб от остатков бурового или цементного (тампонажного) раствора.
Нижние (Н) пробки ПРП-Ц-Н-114÷324 мм - разбуриваемые полые 3-х лепестковые резиновые изделия с загумированным вертикально алюминиевым патрубком с открытым верхним торцом и резиновой диафрагмой толщиной 20 мм в нижнем торце. Диафрагма прорывается после посадки нижней пробки на клапан ЦКОДМ и при последующем превышении давления на 15-20 МПа.
Верхние пробки ПРП-Ц-В-102÷178 мм - герметизирующие разбуриваемые цельнорезиновые 3-х лепестковые изделия с запрессованным в нижней части чугунным опорным диском-шайбой.
Верхние пробки ПРП-Ц-В-194÷324 мм - разбуриваемые резиновые 3-х лепестковые изделия внутри имеют запрессованный вертикальный цементный сердечник объемом около 80 % qt общего объема цилиндрической части пробки.
Пробки ПРП-Ц-340 и -426 - герметизирующие разбуриваемые с 4-мя и 5-ю соответственно резиновыми горизонтальными лепестками-кольцами которые зацементированы изнутри. Нижние (Н) пробки - разбуриваемые с центральным зацементированным вертикальным алюминиевым патрубком с открытым нижним торцом и резиновой диафрагмой толщиной 20 мм в верхнем торце.
Расчет конструкции скважины
Основные проектные данные:
Площадь – Одопту-море (о. Сахалин);
Расположение – море;
Цель и назначение скважины – добыча нефти эксплуатационная;
Проектный горизонт – нижненутовский горизонт ;
Вид скважины (тип профиля) – горизонтальный;
- по вертикали -1580 м.;
- по горизонтали – 14739 м.;
Максимальная интенсивность зенитного угла – 15 град10 м.;
Максимальное отклонение от вертикали 6068.;
Способ бурения – ВЗД;
Таблица 2.1. Литологическая характеристика разреза скважины
и физико – механические свойства горных пород:
Краткое название породы
Таблица 2.2. Нефтеносность:
Свободный дебит м3сут
Таблица 2.3. Газоносность:
Свободный дебит тыс. м3сут.
Водоносность отсутствует.
Таблица 2.4. Давление по разрезу скважины:
Градиент давления МПам
Таблица 2.5. Прочие возможные осложнения:
Обвалы стенок скважины
Желобообразования. Обвалы стенок скважины.
Посадки и затяжки бурильного инструмента
Конструкцию скважины разрабатывают и уточняют в соответствии с конкретными геологическими условиями бурения в заданном районе. Она должна обеспечить выполнение поставленной задачи т.е. достижение проектной глубины вскрытие нефтегазоносного залежи и проведение всего намеченного комплекса исследований и работ в скважине включая ее использование в системе разработки месторождения.
Конструкция скважины зависит от сложности геологического разреза способа бурения назначения скважины способа вскрытия продуктивного горизонта и других факторов.
Выбор числа обсадных колонн и глубины спуска производятся по графику совмещенных давлений:
Конструкция скважины в интервале продуктивного пласта должна обеспечивать наилучшие условия поступления нефти и газа в скважину и наиболее эффективное использование пластовой энергии нефтегазовой залежи. Выбором правильной конструкции скважины в интервале продуктивного пласта решаются следующие задачи:
-обеспечение наилучших условий дренирования продуктивного пласта;
-задание величины заглубления скважины в продуктивный пласт обеспечивающий длительную безводную добычу;
-изоляция продуктивного пласта от близлежащих водоносных горизонтов;
-защита продуктивного пласта от вредного влияния тампонажного раствора при цементировании или всемерное снижение этого влияния на проницаемость породы-коллектора.
1. Обоснование требуемого количества обсадных колонн их глубин спуска.
С целью обоснования требуемого количества обсадных колонн и глубин их спуска строится график изменения коэффициента аномальности пластовых давлений ka и индекса давлений поглощения kпогл так называемый график совмещенных давлений.(рис 1)
Необходимая величина относительной плотности бурового раствора (ρо) нормируется с соблюдением следующего условия: гидростатическое давление раствора должно быть больше пластового давления и меньше давления гидроразрыва.
Рис 2.1. График совмещенных давлений
Из полученных выше данных глубины спуска колонн будут следующие: направление – 60м (для перекрытия неустойчивых обваливающихся осыпающихся пород; цементируется до устья.); кондуктор – 500 м (для установки ПВО перекрытия неустойчивых обваливающихся осыпающихся пород предупреждения прихвата бурильной колонны перекрытия интервала поглощения и изоляции пресных подземных вод от загрязнения; цементируется до устья); эксплуатационная колонна – 1600 м (для разобщения продуктивных горизонтов; цементируется выше кондуктора на 135м); хвостовик (для извлечения нефти и газа не цементируется)
Рис 2.2 Конструкция скважины высота подъёма цементного раствора.
2. Расчет горизонтальной скважины
Максимальная интенсивность 1.5 значит минимальный радиус равен
R=573i=57315=382 м (2.2.1)
Где i=1.5 максимальная интенсивность набора угла
Возьмем два участка набора угла первый равен 20 (α) а второй 70 ().
Длинна искривления скважины на первом будет равна
L1=10×20i=133 м (2.2.2)
Горизонтальная проекция первого участка набора угла.
A1=L1×sinα=133×0.34=125 м (2.2.3)
Вертикальная проекция первого участка набора угла
H1=L×cosα=133*0.94=125 м (2.2.4)
Длинна искривления скважины на втором будет равна
L2=10×70i=470 мм (2.2.5)
Горизонтальная проекция второго участка набора угла.
A2=L2×sin=470×094=440 м (2.2.6)
Вертикальная проекция второго участка набора угла
H2=L2×cos=133*034=159 м (2.2.7)
Длина наклонно-направленного участка
L3=(1600-H1-H2-500)cosα=815 м (2.2.8)
Вертикальная проекция наклонно – направленного участка
H3=1600-H1-H2-500=800 м (2.2.9)
Горизонтальная проекция наклонно – направленного участка
A3=(L3)2-(H3)2 =291 м (2.2.10)
Длина горизонтального участка
L4=1473-L1+L1+L3=680 м (2.2.11)
L=500+L1+L2+L3+L4=2980м (2.2.12)
3. Расчет обсадных колонн
Расчет диаметров ведется снизу вверх. За исходный размер принимается диаметр эксплуатационной колонны или конечный диаметр ствола скважины если спуск обсадной колонны проектом не предусмотрен. Диаметр эксплуатационной колонны устанавливается заказчиком в зависимости от ожидаемого дебита нефтяной или газовой скважины или от диаметров технических средств намеченных к использованию в скважине на поздней стадии разработки нефтяного месторождения.
Нашим проектом предположен свободный дебит нефти 900-1200 м3сут (в соответствии с которым выбираем из таблицы 6 диаметр хвостовика 1778 мм).
Таблица 2.6. Рекомендуемые диаметры эксплуатационных колонн:
Суммарный дебит м3сут
Ориентировочный диаметр мм
Диаметр скважины под хвостовик рассчитывается с учетом максимального габаритного размера колонны (по муфтам) и рекомендуемого зазора между муфтой и стенками скважины.
В дальнейшем диаметры выбирают из условий проходимости долот внутри предыдущей колонны и проходимости последующей колонны с рекомендуемыми зазорами (таблица 7).
Таблица 2.7. Минимальная допустимая разность диаметров ствола скважины и муфты обсадной колонны:
Номинальный диаметр обсадной колонны мм
Разность диаметров 2 мм
Расчетный диаметр долота для бурения ствола под заданную колонну определяют по формуле:
где Dм – диаметр муфты обсадной колонны мм.
– минимальный зазор.
Затем по расчетному диаметру находится ближайший нормализованный диаметра долота Dнд. Установленный таким образом нормализованный диаметр долота позволяет рассчитать внутренний диаметр обсадной колонны dвн через которую это долото должно свободно пройти:
где Δ=5 10 мм – зазор.
Определяются диаметры обсадных колонн и долот:
Диаметр долота под хвастовик
DДХ=1945+25=2195 мм (2.3.3)
Выбор ближайшего нормализованного диаметра долота по ГОСТ 20692-80 DД.Х=2223 мм.
Внутренний расчетный диаметр эксплуатационной колонны
Dэк.вн=2223+10=2323мм. (2.3.4)
Нормализованный диаметр эксплуатационной колонны по ГОСТ 632-80 dэк=245 мм.
Расчетный диаметр долота для бурения под эксплуатационную колонну
DД.Э. К.= dМЭК +2 =2699+29=2949 мм (2.3.5)
Выбор ближайшего нормализованного диаметра долота по ГОСТ 20692-80 DД.ЭК=299 мм
Внутренний расчетный диаметр кондуктора
DК =299+10=309 мм. (2.3.6)
Выбираем трубы по ГОСТ 632-80 нормализованный диаметр кондуктора DК=324 мм наружный диаметр муфты dМ=351 мм.
Расчетный диаметр долота для бурения под кондуктор
DДК=351+35=386 мм. (2.3.7)
Ближайший нормализованный диаметр долота для бурения под кондуктор по ГОСТ 20692-80 DДК=3937 мм.
Внутренний расчетный диаметр направления
DН=3937+10=4037 мм. (2.3.8)
Нормализованный диаметр направления по ГОСТ 632-80 DН=406 мм наружный диаметр муфты dМ=4318 мм.
Расчетный диаметр долота для бурения под направление
DДН.=4318+35=4668 мм. . (2.3.9)
Ближайший нормализованный диаметр долота для бурения под направление DД.К=4699 мм
Патентно-информационный поиск.
1 Авторское свидетельство №1190003: «Продавочная пробка».
Изобретение относится к горной промышленности и может использоваться при цементировании обсадных колонн с применением пробок (рис 1). Цель-повышение надежности раздела сред а также упрощение сборки обеспечение равномерности поступления смазочного материала и повышение устойчивости продавочной пробки при движении по колонне обсадных труб. Продавочная пробка включает корпус (К) (1) с полостью (2) выполненный из упругоэластичного материала. На наружной поверхности К (1) размещены уплотнительные манжеты (3) выполненные за одно целое с К (1). В верхней части К (1) установлен диск (4) а в нижней части К (1) посадочный конус (5). Полость (2) заполнена смазочным материалом. В полости (2) установлены тарелки (Т) (9). Между Т (9) размещены рядами упругие пластины (УП) (7) и телескопические перфорированные кольца соответственно (13) и (14) В К(1) и уплотнительных манжетах выполнены отверстия (8) и (10) соответственно Отверстие (10) может армироваться втулками (12) Между Т (9) и посадочным конусом (5) размещены регулировочные кольца (11). Внутренняя поверхность К (1) может иметь кольцевые канавки (15). Длина уплотнительных манжет (3) равна длине УП (7) которые установлены рядами между Т (9) и взаимодействуют с внутренней поверхностью К (1). Перед спуском в скважину пробку собирают в следующей последовательности. В полость (2) корпуса (1) закладывают небольшое количество смазочного материала (34 высоты уплотнительных манжет). Затем вставляют тарелки (9) между которыми установлены упругие пластины (7) и телескопические перфорированные кольца (13) и (14) добавляют 14 часть смазочного материала и устанавливают следующий ряд упругих пластин (7). Остальные секции собирают в аналогичной последовательности. После установки последнего ряда упругих пластин (7) устанавливают регулировочные кольца (11) и посадочным конусом (5) фиксируют относительно корпуса (1). Это позволяет упростить процесс сборки кроме того отрегулировать величину деформации упругих пластин (7) и соответственно усилие прижатия уплотнительных манжет (3 ) к стенке обсадной колонны. Появление смазочного материала из отверстия (10) свидетельствуют о нормальном заполнении продавочной пробки смазочным материалом. Собранная пробка устанавливается в цементированной головке на колонне обсадных труб. После закачки расчетного обьема цементного раствора продавочной жидкостью пускают пробку в обсадную колонну и продавливают цементный раствор в заколонное пространство. При движении продавочной пробки внутри обсадной колонны корпус (1) сжимается под действием осевого усилия вызванного перепадом давления под и над пробкой. Через жестко закрепленный в корпусе пробки диск (4) и посадочный конус (5) усилие передается тарелками (9) которые перемещаясь параллельно одна другой по телескопическим кольцам (13) и (14). Этим достигается снижение трения между стенками обсадной колонны и уплотнительными манжетами (3).
Продавочная пробка отличающаяся тем что:
С целью повышения надежности раздела сред она снабжена тарелками установленными внутри корпуса между уплотнительными манжетами. При этом упругие пластины установлены рядами между тарелками и имеют длину равную длине уплатнительных манжет а уплотнительные манжеты выполнены с отверстиями против радиальных отверстий корпуса.
С целью упрощения сборки она снабжена регулировочными кольцами размещенными между посадочным корпусом и нижней тарелкой.
С целью обеспечения равномерности поступления смазочного материала она снабжена армирующими втулками установленными в радиальных отверстиях корпуса.
С целью повышения устойчивости при движении она снабжена телескопическими перфорированными кольцами установленными между тарелками а внутренняя поверхность корпуса выполнена с кольцевыми канавками.
Рис 3.1 Продавочная пробка
корпус 2- полость из упругопластичного материала 3- уплотнительные манжеты4- верхний диск 5- посадочный конус 6- смазочный материал 7- упругие пластины 810- радиальные отверстия 9- тарелка 11- регулировочные кольца 12- втулка 1314- телескопические перфорированные кольца15- кольцевые канавки
2 Авторское свидетельство №1258984: «Продавочная пробка».
Изобретение относится к горной промышленности. Цель-повышение качества цементирования путем обеспечения возможности виброобработки цементного раствора после посадки продавочной пробки.
Продавочная пробка включает корпус (К) (1) с выполненным в нем осевым отверстием (2). На наружной поверхности К 1 размещены уплотнительные манжеты (3). В верхней части осевого отверстия 2 установлена разрывная диафрагма (РД) (4) с выполненными на ней концентричными кольцевыми канавками (5) глубина которых увеличивается от центра к периферии. Осевое отверстие (2) К (1) выполнено ступенчатым с уменьшением диаметра ступеней сверху вниз.
Продавочная пробка работает следующим образом.
После закачивания необходимого количества цементного раствора в колонну обсадных труб пускают продавочную пробку и производят дальнейшее продавливание цементного раствора до посадки продавочной пробки на стоп-кольцо. При посадке продавочной пробки на стоп-кольцо давление под ней увеличивается до разрушения разрывной диафрагмы (4) по кольцевой канавке (5) наибольшего диаметра. Разрывная диафрагма 5 перемещается до посадки на нижерасположенную ступень осевого отверстия (2) а давление в продавочной жидкости уменьшается вследствие увеличения объема. Последующее разрушение разрывной диафрагмы происходит уже при большем давлении чем в первом случае так как глубина канавки уменьшается от периферии к центру Этот процесс продолжается до среза последней канавки диафрагмы. Каждый раз при разрушении диафрагмы на ее посадки на нижерасположенную ступень в скважне создаются гидравлические импульсы создающие упругие колебания в колонне труб и цементном растворе. Таким образом в результате работы продавочной пробки цементный раствор подвергается виброобработке что приводит к его уплотнению увеличению седиментационной устойчивости повышению прочностных характеристик цементного камня. Путем изменения высоты каждой ступени и глубины кольцевых канавок регулируются параметры гидравлических импульсов.
Продавочная пробка включающая цилиндрический корпус с выполненным в нем осевым отверстием уплотнительные манжеты размещенные на наружной поверхности корпуса и разрывную диафрагму установленную в осевом отверстии корпусаотличающаяся тем что с целью повышения качества цементирования путем обеспечения возможности виброобработки цементного раствора после посадки продавочной пробки осевое отверстие корпуса выполнено ступенчатым с уменьшением диаметра ступеней сверху вниз а разрывная диафрагма установлена в верхней части осевого отверстия с выполненными с концентрированными кольцевыми канавками глубина которых увеличивается от центра к переферии причем диаметры ступней осевого отверстия к диаметру кольцевых канавок находятся в зависимости:
Рис 3.2. Продавочная пробка.
-цилиндрический корпус 2-осевое отверстие 3-уплотнительные манжеты 4-разрывная диафрагма 5-кольцевые концентричные канавки
Где Di -диаметр ступени осевого отверстия.
di-диаметр i- ступени осевого отверстия.
i-порядковый номер осевого отверстия по направлению сверху в низ и кольцевой канавки по направлению от периферии к центру.
3. Авторское свидетельство № 1039024: «Продавочная пробка».
Изобретение относится к горной промышленности а точнее к нефтегазодобывающей и может быть применено при цементировании обсадных колонн с использованием разделительных пробок. Цель изобретения - повышение надежности в работе.На чертеже представлена продавочная пробка продольный разрез. Продавочная пробка включает: полый цилиндрический корпус (1) с выполненным в его нижнем торце глухим осевым отверстием (2); верхнюю (3)среднюю (4) и нижнюю (5) самоуплотняющиеся манжеты установленные на наружной поверхности корпуса (1). С выполненными в них утолщенными частями (6) (8) соответственно в каждой из манжет в месте соединения их с корпусом. Верхняя манжета (3) в утолщенной части (6) выполнена с отверстиями (9) средняя манжета (4) в утолщенной части (7) выполнена с отверстием (10) причем угол α образованный между осью отверстия (9) и осью корпуса (1) меньше соответствующего угла средней манжеты.Продавочную пробку используют следующим образом. Ее размещают в цементировочной головке и после закачивания необходимого количества цементного раствора производят ее запуск в обсадную колонну. Во время движения по обсадной колонне каждая из манжет плотно прилегает к стенке обсадной трубы благодаря тому что корпус в нижнем торце выполнен с глухим осевым отверстием а верхняя и средняя манжеты – с отверстиями что позволяет передать рабочее давление на каждую из манжет. Выполнение отверстий в верхней и средней манжетах в утолщенной части прилегающей к корпусу не влияет на прочностные свойства манжет.
Продавочная пробка включающая цилиндрический корпус с выполненным в его нижнем торце глухим осевым отверстием верхнюю среднюю и нижнюю самоуплотняюшиеся манжеты установленные на наружной поверхности корпуса с выполненными утолщенными частями в месте соединения с корпусом отличающаяся тем что с целью повышения надежности в работе верхняя и средняя манжеты в утолщенных частях выполнены с отверстиями причем угол образованный между осью отверстия выполненного в верхней манжете и осью корпуса меньше соответствующего угла средней манжеты.
Рис. 3.3 Продавочная пробка.
-полый цилиндрический корпус 2-глухое осевое отверстие 3 4 5-верхняя средняя и нижняя манжеты соответственно 6 7 8- утолщенные части манжет 9 10- выполненные отверстия в манжетах.
4. Авторское свидетельство №1079824: «Продавочная пробка».
Цель изобретения - повышение герметичности пробки и уменьшение износа уплотнительных элементов. Поставленная цель достигается тем что продавочная пробка содержащая полый корпус выполненный из упруго-эластичного материала и уплотнительные элементы размещенные на боковой поверхности корпуса снабжена упругими пластинами выполненными в виде криволинейных по длине элементов установленных в полости корпуса с возможностью взаимодействия с его боковой поверхностью и дисками установленными на торцах корпуса и жестко связанными с упругими пластинами. Причем корпус по боковой поверхности между уплотнительными элементами выполнен с радиальными отверстиями а его полость заполнена смазкой. На чертеже изображено устройство общий вид. Схема устройства состоит из полого корпуса (1) уплотнительных элементов (2) размещенных на боковой поверхности корпуса. В полости (3) корпуса установлены упругие элементы (пластины) (4) выполненные в виде криволинейных по длине элементов. При этом упругие элементы установлены также с возможностью взаимодействия с боковой поверхностью корпуса. На торцах корпуса установлены диски (5) и (6) жестко связанные с упругими пластинами. Полость (3) заполнена смазкой а корпус по боковой поверхности между уплотнительными элементами выполнен с радиальными отверстиями (7). В диске (5) выполнена заглушка (8). Перед подачей цементного раствора продавочную пробку устанавливают на головке колонны труб под определенным давлением заполняют полость (3) смазкой через отверстие под заглушку (8). После закачки заданного объема цементного раствора рабочим агентом (например водой или глинистым раствором) пускают продавочную пробку и цементный раствор продавливают в заколонное пространство. При перемещении продавочной пробки внутри колонны труб упругие пластины (4) вследствие радиального упругого смещения под действием разности давлений под и над пробкой во время продавки плотно прижимают уплотнительные элементы (2) к стенкам колонны труб. Этим обеспечивается герметизация разделения цементного и продавочного растворов При движении пробки по колонне труб вследствие изнашивания уплотнительных элементов (2) диски (5) и (6) частично сближаются и вдавливают смазку в контактную зону трения через радиальные отверстия (7). Этим достигается возможность снижения трения между трубой и уплотнительными элементами (2) что дает возможность увеличить срок работы последних. Активная подача смазки в зону контакта трения обеспечивается также пульсационным режимом движения продавочной пробки при прохождении соединений колонны труб. В результате такой пульсации происходит частичное смешение смазочной среды с окружающей что дает возможность продлить время использования смазочной среды.
Рис. 3.4. Продавочная пробка.
-полый корпус; 2-уплотнительный элемент; 3-полость; 4-пластины упругие элементы; 56- диски; 7- радиальные отверстия; 8-заглушка.
Экономическая эффективноость от внедрения предложенного изобретения обусловлена увеличением срока службы продавочной пробки и тем самым повышением качества цементирования скважины. Преждевременное изнашивание продавочной пробки не дает возможность продавить цементный раствор на заданную глубину и ухудшает качество цементирования нижних интервалов вследствие смешивания цементного раствора с продавочной жидкостью. По сравнению с базовым объектом предложенное изобретение обеспечивает качество цементирования скважин на больших глубинах.
Техническое предложение
Из рассмотренных выше продавочных пробок следует использовать пробку (Авторское свидетельство №1190003) по следующим причинам:
- с целью повышения надежности раздела сред
- с целью упрощения сборки
- с целью обеспечения равномерности поступления смазочного материала
- с целью повышения устойчивости при движении.
Расчет цементирования обсадной колонны (кондуктор).
Объем затрубного пространства Vз.п. определяется в соответствии со схемой
где к – коэффициент учитывающий увеличение объема затрубного пространства за счет разработки диаметра скважин наличия каверн и трещин.
Значение коэффициента к определяется для конкретных условий с использованием кавернограмм и опыта работ по цементированию. Обычно к изменяется от 12 до 25.
Объем тампонажной жидкости Vц.р. необходимой для цементирования определяется из выражения
где Vст. – объем цементного стакана.
Высота цементного стакана Нст. задается из следующих соображений. При существующей схеме цементирования тампонажная жидкость вытесняется в затрубное пространство с помощью продавочной жидкости (обычно это глинистый раствор или вода). При такой схеме продавочная жидкость в процессе продавки постоянно контактирует с тампонажной жидкостью в результате чего происходит взаимное их перемешивание. В интервале перемешивания тампонажная смесь теряет свое основное свойство – твердеть с образованием прочного и плотного искусственного камня. Постановка разделительной пробки между тампонажной смесью и продавочной жидкостью уменьшает интервал перемешивания но не исключает его полностью. Чтобы не ухудшить качество цементирования интервал тампонажной жидкости загрязненный продавочной жидкостью оставляют внутри колонны обсадных труб в виде цементного стакана. Величина этого интервала Нст. зависит в основном от времени контакта (время продавки) и будет тем больше чем длиннее обсадная колонна подлежащая цементированию.
Значение Нст. в зависимости от глубины скважины меняется от 5-10 м. до 30-50 м. Оставление цементного стакана практически решается установкой на высоте Нст. кольца «стоп» ниже которого разделительная пробка и продавочная жидкость перемещаться не могут.
Составными компонентами тампонажной жидкости являются: вода цемент песок бентонитовый глинопорошок утяжелители и химреагенты для регулирования свойств тампонажной смеси. Главными из них является вода и цемент которые образуют водоцементную смесь называемую цементным раствором.
Плотность цементного раствора определяется по формуле
где т – водоцементное отношение характеризует весовое отношение воды к цементу в данном растворе. Практически значение т изменяется в пределах 04÷06; ц. – плотность сухого цемента изменяется в пределах 3-32 тм3. При расчетах принимается равным 315 тм3 (315 гсм3); в. - плотность воды принимается равным 1000 тм3 (1 гсм3).
Количество сухого цемента для приготовления 1 м3 цементного раствора определяется из выражения
Для приготовления всего объема цементного раствора потребуется Gц.
С учетом потерь при приготовлении раствора
где Кп – коэффициент учитывающий неизбежные потери цемента при приготовлении цементного раствора. Значение Кп практически изменяется в пределах 105÷115.
Количество воды необходимой для приготовления 1м3 цементного раствора определяется из выражения
Объем продавочной жидкости определится выражением
где Ксж. – коэффициент учитывающий сжатие продавочной жидкости Ксж.= 103÷105.
Давление на цементировочной головке развиваемое насосом в конце закачки продавочной жидкости (Рmax) складывается из гидростатического(Ргс ) и гидродинамического (Ргд):
Гидростатическое давление по величине должно уравновесить ствол цементного раствора в затрубном пространстве. Принимая в качестве продавочной жидкости глинистый раствор (γп.ж.=γг.р.) в соответствии с данными можно записать
где Нц и Нст – в метрах ц.р. и г.р. – в тм3 или гсм3.
Гидродинамическое давление необходимое для преодоления сопротивлений при движении жидкости определяется по эмпирической формуле
Где Нскв – в метрах.
В данной работе были закреплены теоретические знания по дисциплине "Технология бурения нефтяных и газовых скважин" и получены практические навыки при решении вопросов связанных с обоснованием конструкции скважины и рассматриваемого оборудования – продавочная пробка.
Список использованных источников
Элияшевский И.В. Сторонский М.Н. Орсуляк Я.М. Типовые задачи и расчеты в бурении. Учебное пособие для вузов. – 2-е изд. и доп.-М. Недра 1982. – 296 с.
Иогансен К.В. Спутник буровика: Справочник. – 3-е изд. перераб. и доп. – М.: Недра 1990. – 303 с.
Вадецкий Ю.В. Справочник бурильщика: учеб. Пособие для нач. проф. Образования – М.: Издательский центр «Академия» 2008. – 416 с.
Вадецкий Ю.В. Бурение нефтяных и газовых скважин: учеб. Пособие для нач. проф. Образования – М.: Издательский центр «Академия» 2003. – 352 с.
Акбулатов Т.О. Ленинсон Л.М. Расчеты при бурении наклонно – направленных скважин: Учебное пособие. – Уфа: Изд-во УГНТУ 1994. – 64 с.
Зыкин М.Я. Козлов В.А. Плотников А.А. Методика ускоренной разведки газовых месторождений. – М.: Недра 2006.
Мстиславская Л.П. Нефтегазовое производство (Вопросы проблемы решения): Учебное пособие. – М.: РГУ нефти и газа 2005.
Нестеров И.И. Потеряева В.В. Салманов Ф.К. Закономерности распределения крупных месторождений нефти и газа в земной коре. – М.: Недра 2002.
«Описание к изобретениям»
ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ К ПАТЕНТУ №2321717
МПК: E21B 404 (2000.01)
Заявка:200611918703 04.11.2000
Дата начала отсчета срока действия патента:04.11.2003
Опубликовано:10.04.2008
Список документов цитированных в отчете о поиске:
GB 2337281 A 17.11.1999. SU 304892 А 15.11.1975. RU 2030537 C1 10.03.1995. RU 2091969 C1 27.09.1997.
Дата перевода заявки PCT на национальную фазу: 05.06.2006
Заявка PCT: UA 0300043 (04.11.2003)
Публикация PCT: WO 2005042912 (12.05.2005)
Адрес для переписки: 79054 Украина г. Львив ул. Любинская 95 кв.51 О.ВКекот
Автор(ы):Кекот Олег Владимирович (UA)
Патентообладатель(и):Кекот Олег Владимирович (UA)Бунчак Зиновий Васильевич (UA)Вовкив Тарас Богданович (UA)Дудар Олег Степанович (UA)Турянский Орест Антонович (UA)
ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ К ПАТЕНТУ 1258984: «Продавочная пробка»
Заявка:200010999403 18.04.2000
Дата начала отсчета срока действия патента: 18.04.2000
Дата публикации заявки:27.12.2000
Опубликовано:20.10.2002
Список документов цитированных в отчете о поиске:СТЕПАНЯНЦ А.К. Вскрытие продуктивных пластов. - М.: Недра 1968 с.334. SU 120475 А 13.07.1959. SU 139629 А 12.10.1961. SU 349786 A 04.09.1972. SU 1472613 A1 15.04.1989.
Адрес для переписки: 169300 г. Ухта ул. Первомайская 13 УГТУ патентная группа НИЧ.
Заявитель(и): Ухтинский государственный технический университет.
Автор(ы): Бондарев Б.П. Кузнецов В.А.
Патентообладатель(и): Ухтинский государственный технический университет.
ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ К ПАТЕНТУ № 1039024: «Продавочная пробка».
Заявка: 200213209503200213209503 29.11.2002
Дата начала отсчета срока действия патента: 29.11.2002
Опубликовано:27.05.2004
Список документов цитированных в отчете о поиске:ФОМЕНКО Ф.Н.
Бурение скважин электробуром. - М.: Недра 1974 с.114-124. SU 157942 А 26.10.1963. SU 202022 A 14.09.1967. SU 297764 А 11.03.1971. RU 2020680 С1 30.09.1994. US 4648444 A 10.03.1987
Адрес для переписки: 117036 Москва пр-т 60-летия Октября 21 к.4 АОРИТЭК В.А. Галустянц
Автор(ы): Абызбаев Б.И. (RU) Павленко В.И. (RU) Цыганенко С.М. (RU)Шафиркин Е.Б. (RU)
Патентообладатель(и): Открытое акционерное общество "Российская инновационная топливно-энергетическая компания
ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ К ПАТЕНТУ №1079824: продавочная пробка.
Заявка:200711375703 12.04.2000
Дата начала отсчета срока действия патента: 12.04.2007
Опубликовано:27.10.2008
Список документов цитированных в отчете опоиске:RU 2228420 С2 10.05.2004. SU 127744 А 01.01.1960. SU 1467154 A1 23.03.1989. SU 1472613 A1 15.04.1989. SU 1716067 A1 29.02.1992. SU 1761934 A1 15.09.1992. SU 1794270 A3 07.02.1993. RU 2209912 C1 10.08.2003. US 3837412 A 24.09.1974. SU 5301759 A 12.04.1994.
Адрес для переписки: 199106 Санкт-Петербург В.О. 21 линия 2 СПГГИ(ТУ) патентный отдел пат.пов. А.П.Яковлеву рег. № 314
Автор(ы):Загривный Эдуард Анатольевич (RU) Рудаков Виктор Викторович (RU)Стародед Сергей Сергеевич (RU) Гаврилов Юрий Александрович (RU)
Цель изобретения - повышение герметичности пробки и уменьшение износа уплотнительных элементов. Поставленная цель достигается тем что продавочная пробка содержащая полый корпус выполненный из упруго-эластичного материала и уплотнительные элементы размещенные на боковой поверхности корпуса снабжена упругими пластинами выполненными в виде криволинейных по длине элементов установленных в полости корпуса с возможностью взаимодействия с его боковой поверхностью и дисками установленными на торцах корпуса и жестко связанными с упругими пластинами. Причем корпус по боковой поверхности между уплотнительными элементами выполнен с радиальными отверстиями а его полость заполнена смазкой. На чертеже изображено устройство общий вид. Схема устройства состоит из полого корпуса (1) уплотнительных элементов (2) размещенных на боковой поверхности корпуса. В полости (3) корпуса установлены упругие элементы (пластины) (4) выполненные в виде криволинейных по длине элементов. При этом упругие элементы установлены также с возможностью взаимодействия с боковой поверхностью корпуса. На торцах корпуса установлены диски (5) и (6) жестко связанные с упругими пластинами. Полость (3) заполнена смазкой а корпус по боковой поверхности между уплотнительными элементами выполнен с радиальными отверстиями (7). В диске (5) выполнена заглушка (8). Перед подачей цементного раствора продавочную пробку устанавливают на головке колонны труб под определенным давлением заполняют полость (3) смазкой через отверстие под заглушку (8). После закачки заданного объема цементного раствора рабочим агентом (например водой или глинистым раствором) пускают продавочную пробку и цементный раствор продавливают в заколонное пространство. При перемещении продавочной пробки внутри колонны труб упругие пластины (4) вследствие радиального упругого смещения под действием разности давлений под и над пробкой во время продавки плотно прижимают уплотнительные элементы (2) к стенкам колонны труб. Этим обеспечивается герметизация разделения цементного и продавочного растворов При движении пробки по колонне труб вследствие изнашивания уплотнительных элементов (2) диски (5) и (6) частично сближаются и вдавливают смазку в контактную зону трения через радиальные отверстия (7). Этим достигается возможность снижения трения между трубой и уплотнительными элементами (2) что дает возможность увеличить срок работы последних. Активная подача смазки в зону контакта трения обеспечивается также пульсационным режимом движения продавочной пробки при прохождении соединений колонны труб. В результате такой пульсации происходит частичное смешение смазочной среды с окружающей что дает возможность продлить время использования смазочной среды. .

сборочный в13.cdw

Техническая характеристика:
Наружний диаметр 317 мм.
Уплотняемый диаметр max 314 мм
КП-130.504.65-081012495-04.00.00
кп-130.504.65-081012495 04.00.00
кп-130.504.65-081012495 04.00.01
кп-130.504.65-081012495 04.00.02
перфорированные кольца
кп-130.504.65-081012495 04.00.03
уплотнительные манжетты
кп-130.504.65-081012495 04.00.04
кп-130.504.65-081012495 04.00.05
кп-130.504.65-081012495 04.00.06
кп-130.504.65-081012495 04.00.07
кп-130.504.65-081012495 04.00.08
регулировочные кольца
кп-130.504.65-081012495 04.00.09

задание, содержание.doc

Федеральное государственное автономное
образовательное учреждение
высшего профессионального образования
«СИБИРСКИЙ ФЕДЕРАЛЬНЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»
Бурение нефтяных и газовых скважин
Модернизация продавочной пробки
подпись дата должность ученая степень
номер группы номер зачетной книжки подпись дата
В данном курсовом проекте необходимо:
- Обосновать требуемое количество обсадных колонн и глубины их спуска;
- Обосновать выбор диаметра эксплуатационной колонны;
- Обосновать диаметры последующих обсадных колонн;
- Обосновать выбор диаметров долот;
- Обосновать выбор интервалов цементирования.
В специальной части рассмотреть Пробка продавочная: дать
классификацию данного оборудования на основе патентно-информационного
поиска (плакат формата А1) с проработкой 4 авторских свидетельств
предложить вариант его усовершенствования(сборочный чертёж формата А1).
По результатам проведенных расчетов построить геолого-технический
наряд на строительство скважины.
Расчет обсадных колонн . . 10
Патентно-информационный обзор ..19
1 Авторское свидетельство №1190003: «Продавочная пробка» ..19
2 Авторское свидетельство №1258984: «Продавочная пробка» ..23
3. Авторское свидетельство № 1039024: «Продавочная пробка» 25
4. Авторское свидетельство №1079824: «Продавочная пробка» .27
Техническое предложение 30
Расчет цементирования обсадной колонны (кондуктор) .31
Список использованной литературы .37
Приложение Б «Патентный поиск» 38
КП-130.504.65-081012495- ПЗ

патенты.cdw

-уплотнительный элемент.
пластины упругие элементы
- радиальные отверстия
-полый цилиндрический корпус
-глухое осевое отверстие
4 5-верхняя средняя и нижняя манжеты соответственно
7 8- утолщенные части манжет
10- выполненные отверстия в манжетах.
-цилиндрический корпус
-уплотнительные манжеты
-разрывная диафрагма
-кольцевые концентричные канавки
- полость из упругопластичного материала
- уплотнительные манжеты
- смазочный материал
0- радиальные отверстия
- регулировочные кольца.
14- телескопические перфорированные кольца
Авторское свидетельство № 1079824
КП-130.504.65-081012495-04.00.00
Патентно-информационный обзор продавочных пробок
Авторское свидетельство № 1190003 Продавочная пробка.
Авторское свидетельство № 1039024 Продавочная пробка.
Авторское свидетельство № 1155726 Продавочная пробка.

1 лист в13.cdw

- Цементировочныы агригат.
- Буровая установка.
- Цементировочная головка.
- Продавочные пробки.
- Буферная жидкость.
- Цементировочный раствор.
КП-130.504.65-081012495-04.00.00
Схема цементирования
График совмещенных давлений
Траиктория скважины.
Схема цементажа обсадной колонны
Отклонение по горизонтали м

гтн в13.cdw

Обвалы стенок скважины наблюдаются при бурении слабоустойчивых пород таких как глина и глинистые сланцы
аргиллиты несцементированные породы некоторые карбонатные породы гипсо-ангидритовые толщи брекчированные
и перемятые породы в зонах обнаружения и др. Признаками обвала стенок скважин являются затрудненное вращение
инструмента при бурении резкое повышение давления на манометре насоса вынос из скважины крупных обломков породы.
Желобообразования - может происходить при прохождении любых пород кроме очень крепких. Этот процесс
одностороннего продольного ковернообразования открытого ствола скважины при этом образуется каверна
особой формы в виде замочной скважины. Осложнения этого вида наиболее характерны для искревленных и имеющих
значительный прогиб участков скважины. Желоба могут образовываться при бурении в мягких породах в случае
отклонения оси скважины от вертикали на 2-3 градуса. При жалообразовании возникает опастность попадания колонны
бурильных труб в суженную часть выроботок и ее заклинивание часто приводящего к обрыву бурильных труб.
Затяжки бурильного инструмента - происходия при бурении с низкой скоростью восходящего потока промывочной жидкости
при этом осыпающие и разбуренные частицы пород осидают вокруг бурильной колонны и заклинивают ее.
КП-130.504.65-081012495-04.00.00
Посадки и затяжки бурильного инструментов
осложнения при бурении
конструкция скважены высота подъёма цементного раствора
Обвалы стенок скважины

патенты в13.cdw

-уплотнительный элемент.
пластины упругие элементы
- радиальные отверстия
-полый цилиндрический корпус
-глухое осевое отверстие
4 5-верхняя средняя и нижняя манжеты соответственно
7 8- утолщенные части манжет
10- выполненные отверстия в манжетах.
-цилиндрический корпус
-уплотнительные манжеты
-разрывная диафрагма
-кольцевые концентричные канавки
- полость из упругопластичного материала
- уплотнительные манжеты
- смазочный материал
0- радиальные отверстия
- регулировочные кольца.
14- телескопические перфорированные кольца
Авторское свидетельство № 1079824
КП-130.504.65-081012495-04.00.00
Патентно-информационный обзор продавочных пробок
Авторское свидетельство № 1190003 Продавочная пробка.
Авторское свидетельство № 1039024 Продавочная пробка.
Авторское свидетельство № 1155726 Продавочная пробка.