Модернизация оборудования для комбинированного цементирования обсадной колонны

схема раб.cdw

Условный диаметр потайной обсадной колоны
Давление закрытия окон цементировочных
Максимальная рабочая температура
СФУ ИНиГ ДП-130602.65-052035 04.00.000
Технические характеристики:

корпус цем муфты.cdw

муфты цементировочной
СФУ ИНиГ ДП-130602.65-052035 02.08.001
* Размеры обеспечиваются инструментом.

переводник нижний.cdw

Резьба прямоугольная 108*3
СФУ ИНиГ ДП-130602.65-052035 02.08.003
*Размеры для справок.

БУРОВАЯ.cdw

Вспомогательная лебедка
Блок очистки раствора
Стеллажи с лестницами
Техническая характеристика БУ-3000 ЭУК-1М
Допускаемая нагрузка на крюке
Условная глубина бурения
Скорость подъема крюка при расхаживании
Скорость подъема крюка без нагрузки
развиваемая приводом
на входном валу подъемного агрегата
Диаметр отверстия в столе ротора
Расчетная мощность привода ротора
Мощность бурового насоса
Число основных буровых насосов
Наибольшее давление на выходе насоса
Наибольшая объемная подача насоса
Высота основания(отметка пола буровой)
Диаметр талевого каната
Оснастка талевой системы
Номинальная длина свечи
Мощность дизельной электростанции
Количество дизель-генераторных станций
Привод буровой лебедки
буровых насосов и ротора-
электрический постоянного тока.
Схема расположения основного оборудования БУ-3000 ЭУК-1М

Чертеж закрыкрывающие муфта.cdw

СФУ ИНиГ ДП-130602.65-052035 02.08.006
Неуказанные предельные отклонения размеров: H14.

Винт срезной 1.cdw

Пруток ДКРНТ 10 ЛС 59-1 ГОСТ 2060-90
СФУ ИНиГ ДП-130602.65-052035 02.08.009
Острые кромки притупить радиусом или фаской 0

втулка закрывающая.cdw

Неуказанные предельные отклонения размеров: H14.
СФУ ИНиГ ДП-130602.65-052035 02.08.005

Кольцо защитное1.cdw

СФУ ИНиГ ДП-130602.65-052035 02.08.011.
Неуказанные предельные отклонения размеров: H14.

гайка центрир.cdw

7лист. специф цем.муфты.spw

4 лист башмак хвостовика.spw

СФУ ИНиГ ДП-130602.65-052035 02.11.000
СФУ ИНиГ ДП-130602.65-052035 02.11.001
СФУ ИНиГ ДП-130602.65-052035 02.11.002
Смесь резиновая В-14НТА

4 лист Клапан обратный.spw

СФУ ИНиГ ДП-130602.65-052035 02.10.000
СФУ ИНиГ ДП-130602.65-052035 02.10.001
СФУ ИНиГ ДП-130602.65-052035 02.10.002
СФУ ИНиГ ДП-130602.65-052035 02.10.003
СФУ ИНиГ ДП-130602.65-052035 02.10.004
СФУ ИНиГ ДП-130602.65-052035 02.10.005
СФУ ИНиГ ДП-130602.65-052035 02.10.006
СФУ ИНиГ ДП-130602.65-052035 02.10.007
Клей ВК -9 ОСТ 901.43-74

з лист_Подвеска гидравлическая.spw

СФУ ИНиГ ДП-130602.65-052035 02.05.000
Подвеска гидравлическая
СФУ ИНиГ ДП-130602.65-052035 02.05.001
СФУ ИНиГ ДП-130602.65-052035 02.05.002
СФУ ИНиГ ДП-130602.65-052035 02.05.003
СФУ ИНиГ ДП-130602.65-052035 02.05.004
СФУ ИНиГ ДП-130602.65-052035 02.05.005
СФУ ИНиГ ДП-130602.65-052035 02.05.006
СФУ ИНиГ ДП-130602.65-052035 02.05.007
СФУ ИНиГ ДП-130602.65-052035 02.05.008
СФУ ИНиГ ДП-130602.65-052035 02.05.009
СФУ ИНиГ ДП-130602.65-052035 02.05.010
СФУ ИНиГ ДП-130602.65-052035 02.05.011
СФУ ИНиГ ДП-130602.65-052035 02.05.012
СФУ ИНиГ ДП-130602.65-052035 02.05.013
СФУ ИНиГ ДП-130602.65-052035 02.05.014
СФУ ИНиГ ДП-130602.65-052035 02.05.015
СФУ ИНиГ ДП-130602.65-052035 02.05.016
СФУ ИНиГ ДП-130602.65-052035 02.05.017
СФУ ИНиГ ДП-130602.65-052035 02.05.018
СФУ ИНиГ ДП-130602.65-052035 02.05.019
СФУ ИНиГ ДП-130602.65-052035 02.05.020
СФУ ИНиГ ДП-130602.65-052035 02.05.022
Смесь резиновая В-14НТА

Чертеж СБ МЦ102.cdw

Условный диаметр потайной обсадной колоны
Давление открытия окон цементировочных
для пакера рукавного 13 14
для пакера манжетного 17 18
Давление закрытия окон цементировочных
Муфта цементировочная
СФУ ИНиГ ДП-130602.65-052035 02.08.000
Технические характеристики:

подвескаСБ07.cdw

СФУ ИНиГ ДП-130602.65-052035 02.05.000
* Размеры для справок.
** Размер контролировать при сборке. Подгонку размера
выполнять путем подрезки одной из деталей поз.8.
Сборку-сварку дет. поз. 1
производить до установки всех
остальных деталей. Рабочую поверхность клина поз. 16 от брызг и
наплывов предохранить.
Технические требования:

1чертеж схемы нов.cdw

Резьбовые соединения смазывать трубной смазкой
Затяжка резьбовых соединений 300 кгс х м
Долив промывочной жидкости каждые 10 свечей
Скорость спуска компановки 0
мс в открыком стволе.
Подвеска хвостовика осуществляется 100 м
Центраторы устанавливать согласно плану их
но обязательно до и после пакеров.
Технические характеристики:
Подвеска хвостовика проводится при создании
давления в колоне 10-12МПа.
Раздутие пакера заколоного при давлении
Открытие цементировочных окон 17МПа..
Для отсоединения инструмента посадочного
вращают в правую сторону 6-8 оборотов
проверяют наличие пружины
продолжают вращение до 20 свободных
оборотов. Инструмент при этом не поднимать.
Закрытие верхнего пакера производят путём
поднятия инструмента 1
провер на отсутствие веса
хвостовика и производят разгрузку на бу-
рильной колоны на верхний торец пакера.
Технические требования:
Схема компановки низа бурильной колонны при цементировании

муфта посадочная.cdw

Поверхность винтовая
СФУ ИНиГ ДП-130602.65-052035 02.08.004
Неуказанные предельные отклонения размеров: H14

Переводник верхний.cdw

Резьба прямоугольная 108*3
СФУ ИНиГ ДП-130602.65-052035 02.08.002
. ** Размеры обеспечиваются инструментом.

башмакСБ09в.cdw

СФУ ИНиГ ДП-130602.65-052035 02.11.000
Размеры для справок.
Резьбовые поверхности дет. поз.1 и 2 стопорить клеем ВК-9 ОСТ 90143-74 по технологии завода изготовителя.

патентный поиск цем муфты.cdw

Патентно - информационный обзор
Муфты цементировочные
Корпус2.Центральный канал
Радиальный канал4.Золотниковая втулка
Радиальные отверстия 6.Элементы фиксации
Контенер 8.Радиальные отверстия
Посадочное седло 10.Кольца уплотняющие
Цилиндрические пробки
Срезные тарированые шпильки
Верхняя часть корпуса
Циркуляционые отверстия
Нижняя часть корпуса
Дифференциальная втулка
Уплотнительные кольца
Радиальные отверстия
Муфта цементировочная
Авторское свидетельство № 146296 U1
Авторское свидетельство № 21132449 С1
Авторское свидетельство № 2174311 С1
Авторское свидетельство № 21148150 С1
Авторское свидетельство № 2276018

ТИТУЛ.doc

Федеральное государственное образовательное учреждение
высшего профессионального образования
«СИБИРСКИЙ ФЕДЕРАЛЬНЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»
специальность: 130602.65 – «Машины и оборудование нефтяных
и газовых промыслов»
ВЫПУСКНАЯ КВАЛИФИКАЦИОННАЯ РАБОТА
в форме дипломного проекта
МОДЕРНИЗАЦИЯ ОБОРУДОВАНИЯ ДЛЯ КОМБИНИРОВАННОГО ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ ОБСАДНОЙ КОЛОННЫ
Пояснительная записка
Безопасность и экология производства

СОДЕРЖАНИЕ.doc

Сведенья о цементировании и технологии крепления стенок скважины хвостовиками . 10
1Цементирование его цели и задачи .. ..10
2Подготовительные работы 15
3Технология крепления хвостовика с цементированием через башмак (сплошное цементирование). 16
4Технология крепления хвостовика с цементированием через фильтр-заглушку .21
5Технология крепления хвостовика через цементировочную муфту (манжетное цементирование) 22
Оборудование применяемое при манжетном цементировании . .27
1 Пробка продавочная .. .. 27
2 Комплекс технических средств для головы хвостовика 28
3 Муфта цементировочная .35
4 Пакер заколоный ..36
5 Клапан обратный ..36
6 Башмак хвостовика ..38
Патентно-информационый обзор . 41
Описание предлагаемой конструкции . 56
1 Общие сведенья . 56
2 Транспортирование . ..57
3 Монтаж и принцип работы . .. 58
Расчет составных частей . ..60
1 Расчет переводника верхнего 60
2 Расчет резьбы переводника 61
3 Расчёт цементировочной муфты 64
4 Оценка трудоёмкости изделия 65
5 Расчет опасного сечения 66
6 Расчёт диаметра срезной части винта 69
Расчет цементирования скважины 71
1 Расчет количества материалов и реагентов 71
2 Определение количества цементировочных агрегатов .77
Безопасность и экологичность проекта . ..80
1 Общая характеристика проектируемого объекта 80
2 Объёмно-планировочные решения проектируемой площадки под оборудование 81
3 Производственная санитария 82
3.1 Гигиенические требования к микроклимату 82
3.2 Гигиенические требования к освещению 83
3.3 Гигиенические требования к шуму 84
3.4 Гигиенические требования к вибрации 85
3.5 Гигиенические требования к выделению паров и газов 86
4 Травмобезопасность проектируемого объекта 87
4.1 Опасность травмирования движущимися частями машин и механизмов 87
4.2 Опасность поражения электрическим током 88
4.3 Опасность атмосферного электричества 91
5 Безопасность и защита в чрезвычайных ситуациях 91
6 Экологичность проекта 94
Экономическое боснование ..95
1 Обоснование технического решения ..95
2 Расчёт дополнительных затрат 96
3 Расчёт экономического эффекта 103
Список использованной литературы 101

ЗАПИСКА ДП.doc

Современное состояние нефтяной промышленности России характеризуется низким уровнем использования текущих запасов углеводородов. Это объясняется значительной степенью выработанности крупных и высокодебитных эксплуатируемых месторождений и вводом большого числа месторождений с низкопроницаемыми пластами нефтью повышенной вязкости сложным геологическим строением. Основной метод разработки месторождений страны - заводнение не обеспечивает высокой эффективности выработки запасов. Постоянно увеличивается количество нефти содержащейся в полностью обводненных пластах. Доразработка их традиционными методами неэффективна. Не вызывают оптимизма и перспективы геологоразведочных работ. Сокращение финансирования геологоразведочных работ привело к тому что степень освоения прогнозных ресурсов составляет около 35 процентов финансирование геологических работ начиная с 1989 года сократилось на 30 процентов. На столько же уменьшились объемы разведочного бурения. Прирост запасов не компенсирует добычу. Качество новых запасов не стимулирует быстрый их ввод в разработку.
Большие перспективы повышения нефтеотдачи пластов и интенсификации добычи нефти связаны со строительством многоствольных скважин боковых стволов и скважин с горизонтальным забоем. В настоящее время на месторождениях пробурено и эксплуатируется 106 скважин с боковыми стволами в основном в аварийных или высокообводненных скважинах.
При этом отрабатываются три технологии первичного вскрытия продуктивного пласта: вертикальным или слабонаклонным стволом пологим (до 60°) и горизонтальным. Отход забоя бокового ствола от основного изменяется от нескольких десятков до 550 м длина горизонтальной части ствола — от 48 до 256 м.
На 01.2001 г. в эксплуатации находится 101 скважина с боковым стволом. Оценка эффективности метода проводилась как по каждой скважине так и по взаимодействующим с ней окружающим скважинам. В результате зарезки боковых стволов отмечается повышение дебитов по нефти и снижение обводненности продукции по всем скважинам сформированной локальной площадной системы. Прирост суточной добычи нефти по этим скважинам составил 9295 тс. со средним дебитом 99 тс. что позволило за анализируемый период (1998—2000 гг.) дополнительно добыть из боковых стволов 2768 тыс тонн нефти что составило 274 тыс тонн на скважину. При этом дополнительная добыча нефти в 1998 г. составила 96 тыс тонн в 1999 — 594 тыс тонн. а в 2000 г. — 1958 тыс тонн. Максимальный начальный дебит боковых стволов с горизонтальным забоем 88—132 м отмечен в скважинах. Восточно-Сургутского месторождения (пласт БО) и составил в среднем 481 тс.
Так как зарезка боковых и горизонтальных стволов скважин всё больше востребована то становится актуальным и вопрос по креплению горизонтальных боковых стволов хвостовиками а значит и требуется специальное цементировочное оборудование для крепления для крепления таких скважин. В последние годы всё больше и больше применяется манжетное цементирование хвостовиков с помощью цементировочной муфты.
Сведения о цементировании и технологии крепления стенок скважины хвостовиком
1Цементирование его цели и задачи
Все способы цементирования имеют одну цель — вытеснить буровой раствор тампонажным из затрубного пространства скважины и поднять последний на заданную высоту. В результате этого предотвращается возможность движения любой жидкости или газа из одного пласта в другой через заколонное пространство обеспечивается длительная изоляция продуктивных объектов от посторонних вод укрепляются неустойчивые склонные к обвалам и осыпям породы обсадная колонна (хвостовик) предохраняется от коррозии пластовыми водами и повышается ее несущая способность.
Весь комплекс работ связанных с замещением бурового раствора цементным (тампонажным) называется цементированием скважины или обсадной колонны (хвостовика); сюда же входят ожидание затвердения цементного раствора (ОЗЦ) и период формирования цементного камня. Существует несколько методов цементирования (крепления) обсадных колон (хвостовиков):
цементирование хвостовика через башмак (сплошное цементирование);
цементирование хвостовика через фильтр заглушку;
цементирование хвостовика через цементировочную муфту (манжетное цементирование);
крепление скважины хвостовиком без цементирования последнего.
Важность качественного цементирования обусловлена тем что это заключительный этап строительства скважин поэтому неудачи при его вы полнении могут свести к минимуму ожидаемый эффект стать причиной неправильной оценки перспективности разведываемых площадей появления «новых» залежей нефти и особенно газа в коллекторах перетоков флюидов грифонообразования газопроявлений и т.д. Стоимость скважин особенно глубоких высока а ущерб от некачественного их крепления может быть еще большим. Процесс цементирования скважин — операция необратимая ремонт и восстановление их связаны со значительными затратами средств и времени.
Цементный раствор поступает в заколонное пространство замещая находящийся там буровой раствор и затвердевает в камень.
Назначение и функции выполняемые цементным камнем многообразны:
разобщение пластов их изоляции т.е. образование в стволе безусадочного тампона внутреннюю часть которого составляет колонна обсадных труб. Важным условием является равномерная толщина цементного камня со всех сторон. Размеры кольцевого зазора (т.е. толщина цементного кольца) не определяют качества разобщения пластов однако влияют на формирование цементного камня или предопределяют его отсутствие;
удержание обсадной колонны от всевозможных перемещений; проседания под действием собственного веса температурных деформаций деформаций вследствие возникновения перепадов давления в колонне ударных нагрузок вращений и т.д.;
защита обсадной колонны от действия коррозионной среды.
повышение работоспособности обсадной колонны с увеличением сопротивляемости повышенным (против паспортных данных) внешнему и внутреннему давлениям. Естественно цементное кольцо должно быть сплошным и иметь при этом определенную физико-механическую характеристику;
сплошное цементное кольцо приобретая в процессе формирования камня способность к адгезии (цементный камень сцепляется с металлом труб образуя интерметаллический слой) создает предпосылки к еще большему повышению сопротивляемости высоким внешним и внутренним давлениям.
Краткосрочность операции цементирования скважин не делает ее менее значимой хотя может быть причиной недостаточного внимания к ее выполнению.
Эксплуатация скважин требует устойчивой работы крепи что обеспечивается формированием цементного камня вдоль ствола и заполнением им всего заколонного пространства соответствием свойств камня (и всей крепи) требованиям обусловленным внешними воздействиями (нагрузки коррозия и т.д.). Количественно оценить все факторы сложно что объясняется скудностью исследовательского материала сложностью моделирования процессов и сложностью получения достоверных результатов. Основные трудности при этом заключаются в отсутствии информации (почти полное) об условиях в которых предстоит формироваться цементному камню и о свойствах материала который образуется в скважине в результате замещения им бурового раствора.
Профиль ствола в азимут каждой его точки расположение глубина форма и перемежаемость горных пород состояние бурового раствора степень его «защемленности» размеры зон «защемленности» возникновение «центров» движения бурового раствора толщина фильтрационной корки размеры зон смешения бурового и тампонажного растворов концентрация растворов по сечениям а также события на границах — у стенок скважины и обсадной колонны — явления случайные. Случайным является и сам факт качественного или некачественного разобщения пластов.
Необходимо с начала бурения управлять процессами формирования ствола скважины приближать его конфигурацию к «идеальному» цилиндру создавать будущие условия работы цементного камня с учетом максимального срока безаварийной эксплуатации скважин и обеспечения охраны недр.
Высокое качество цементирования любых скважин включает два понятия:
герметичность обсадной колонны;
герметичность цементного кольца за колонной.
Качество цементирования скважин в настоящее время определяется неоднозначно а соответствующие методы оценки порой дают противоречивые и взаимоисключающие результаты.
Высокое качество цементирования скважин (результат работы) следует отличать от успешного проведения процесса цементирования. Этот процесс может быть выполнен успешно а качество цементирования останется низким. Известны случаи когда операция завершалась при чрезмерно больших давлениях или в ходе ее отмечались поглощения либо другие осложнения однако качество цементирования было высоким.
Для обеспечения герметичности при наличии тампонажных растворов высокого качества необходимо создать контакт безусадочного цементного камня обсадной трубы и стенки скважины. В процессе цементирования не должно быть гидроразрыва пластов.
В обеспечении герметичности скважин одно из центральных мест занимает технология цементирования.
Под технологией цементирования нефтяных и газовых скважин следует понимать соблюдение выработанных норм и правил работы с целью наиболее полного заполнения заколонного пространства скважины тампонажным раствором определенного качества (взамен бурового) на заданном участке и обеспечения контакта цементного раствора-камня с поверхностью обсадной колонны и стенкой скважины при сохранении целостности пластов.
Технологический процесс цементирования определяется геологическими технологическими и субъективными факторами. При анализе влияния различных факторов на качество цементирования скважин субъективный фактор может не рассматриваться так как предполагается что операторы имеют необходимую квалификацию и нарушений в проведении технологического процесса нет.
Технологические факторы необходимо совершенствовать однако не все из них могут быть изменены. Геологические факторы следует тщательно изучать и учитывать при назначении определенных параметров технологического процесса. Например склонность пород к гидроразрыву необходимо брать за основу при назначении высоты подъема тампонажного раствора изменении его плотности и обеспечении скорости движения растворов в заколонном пространстве.
Большинство технико-технологических факторов управляемые. Во всех случаях следует стремиться к тому чтобы все режимные параметры оказывали воздействие на процесс цементирования и обеспечения полного замещения бурового раствора тампонажным. Важное значение при этом имеют состояние ствола скважины его чистота конструкция скважины геометрия заколонного пространства и его гидродинамическая характеристика. На практике качественное цементирование скважин достигается с большим трудом если ему не уделено должное внимание еще в процессе бурения т.е. при формировании ствола. Ускоренная проводка скважин без одновременного учета требований для последующего качественного цементирования приводит к заведомо некачественному разобщению пластов.
К отличительным особенностям цементирования скважин относятся:
использование техники которая позволяет цементировать скважины на достаточно высоком уровне;
разнообразие применяемых способов цементирования;
широкий ассортимент специальных тампонажных цементов позволяющий охватить практически все геолого-физические условия скважин.
В настоящее время изучено значительное число факторов определяющих качество цементирования скважин. К основным из них относятся те которые обеспечивают контактирование тампонажного раствора с породами и обсадной колонной при наиболее полном вытеснении бурового раствора тампонажным с заданными свойствами и наименьших затратах средств и времени:
сроки схватывания и время загустевания тампонажного раствора его реологическая характеристика седиментационная устойчивость водоотдача и другие свойства;
совместимость и взаимосвязь свойств буровых и тампонажных растворов;
режим движения буровых и тампонажных растворов в заколонном пространстве;
объем закачиваемого тампонажного раствора время его контакта со стенкой скважины;
качество и количество буферной жидкости;
режим расхаживания колонны в процессе цементирования;
центрирование колонны;
использование элементов автоматизации приспособлений и устройств для повышения качества цементирования.
Таким образом технологические факторы способствующие повышению качества цементировочных работ взаимосвязаны и взаимозависимы.
Технологические свойства буровых и тампонажных растворов — это комплекс свойств указанных жидкостей влияющих на наиболее полное замещение одной жидкости другой без нарушения процесса цементирования.
К ним относятся реологические параметры показатель фильтрации абразивные свойства седиментационная устойчивость способность незагустевать при взаимном перемешивании сохранять подвижность в течение процесса цементирования и т.д.
На качество цементировочных работ влияют статическое и динамическое напряжение сдвига бурового раствора его вязкость и показатель фильтрации а также толщина механические свойства и проницаемость фильтрационной корки.
Даже при удовлетворительных характеристиках бурового раствора он не может быть вытеснен в полном объеме из-за наличия застойных зон и каверн. Глинистая корка остается на стенках скважины.
Успех работы по цементированию скважин часто определяется показателем фильтрации тампонажных растворов. В результате отфильтровывания воды раствор становится вязким труднопрокачиваемым сроки схватывания его ускоряются. Если процесс цементирования осуществляется с очищением стенок скважины от глинистой корки необходимо принимать эффективные меры ля резкого снижения показателя фильтрации цементного раствора.
Реологические характеристики тампонажных и буровых растворов определяются природой базисных материалов и наполнителей зависят от их соотношения количества и природы введенных реагентов температуры давления конструктивных особенностей аппаратуры методики определения параметров.
Существует несколько способов цементирования обсадных КОЛОНН. Все они могут быть разделены на две большие группы — первичные и вторичные (ремонтные повторные восстановительные) способы цементирования нефтяных и газовых скважин. Первичные процессы цементирования проводятся после бурения (первичные) вторичные (ремонтные) — после первичных обычно после некоторого периода работ в скважинах и нарушения герметичности затрубного пространства или колонны появления посторонних вод прохождения газа по зацементированному затрубному пространству и т.д.
2Подготовительные работы
После окончания бурения производится промывка в течение 2.5 часов для полного выноса шлама и очистки забоя.
После промывки производится шаблонирование пробуренного ствола при затруднительном прохождении шаблона (с посадками и натяжками) производят дополнительную проработку ствола после проработки производят повторную промывку ствола. После промывки проводят повторное шаблонирование с попутным проведением различных параметрических исследований открытого ствола:
выявления и измерения кавернозности ствола;
выявления зон обвалов и искривлений открытого ствола и т.д.
Спуск хвостовика и последующее его крепление (цементирование) очень важная и ответственная операция поэтому перед началом сборки и спуском хвостовика проверяют все ответственные узлы и механизмы:
проверяется состояние канатов талевой системы производится визуальный осмотр;
производится осмотр лебёдки если требуется производится замена ответственных узлов и регулировка тормозной системы это вызвано большим весом хвостовика и оборудования хвостовика а также весом колоны буровых труб на которых хвостовик спускается к месту установки;
проверяется наличие и исправность ключей и оборудования необходимого для монтажа хвостовика;
производится осмотр и проверяется на наличие составные части самого хвостовика.
производится расчет времени требуемого для спуска хвостовика до окна и мастером буровой бригады заказывается цементировочная и другая техника необходимая для проведения цементирования (крепления);
обсадные трубы и фильтра раскладывают на приёмные мостки.
3Технология крепления хвоставика с цементированием через башмак (сплошным цементированием)
Типичная компоновка потайной обсадной колонны показана на рисунок1. Колонна 8 спускается в скважину на инструменте З (равнопроходных трубах внутренним диаметром 73 мм) который соединен на устье с цементировочной головкой 1. В головке установлена продавочная пробка для инструмента (верхняя часть секционной пробки) 2. Инструмент и колонна соединены разъединителем 4 в котором размещается продавочная пробка для колонны (нижняя часть секционной пробки) 5. Далее установлены якорь 6 межколонный пакер 7 центраторы 9 кольцо “стон” 10 обратный клапан 11 башмак 12. Для конкретной скважины компоновка может сокращаться или дополняться оснасткой. Длина колонны должна равняться длине БС плюс 50—100 м т.е. головная часть хвостовика должна находиться выше места зарезки БС (при наличии заколонного пакера на 30—50 м). Центраторы на колон устанавливаются исходя из конкретных геологических условий.
Для предотвращения нарушения стенок скважин (поглощения раствора) и снижения давления на продуктивный пласт в связи с малыми кольцевыми зазорами скорость спуска колонны должна быть ограничена следующими значениями:
О2—О8 мс при спуске в обсаженном стволе;
О1—О5 мс в открытом стволе.
При спуске необходимо шаблонировать колонну шаблоном диаметром 98 мм и инструмент шаблоном диаметром 48 мм. Кроме того требуется шаблонировать все переводники. В процессе спуска колонны после установки трубы в муфту первые три нитки резьбы навинчивают вручную цепным или специальным ключом. Дальнейшее завинчивание трубы производится ключом АКБ-З или АПР. При недовинчивании более трех ниток или полном несвинчивании трубы заменяются. Если резьбовые соединения не свинчены натри нитки то трубы докрепляют с использованием УМК-1. Допускается после докрепления УМК-1 недовинчивание на одну нитку.
Крутящий момент докрепления резьбового соединения труб ключом УМК должен соответствовать указанным ниже. Докрепление ключом УМК допускается только при наличии моментомеров.
Крутящий момент докрепления резьб:
Условный диаметр мм 73 89102104
минимальный 900 1260 17251940
максимальный 1500211028803240
Порядок дальнейших работ сводится к следующим операциям:
Спускают хвостовик подсоединяют разъединитель колонн доливают колонну промывочной жидкостью и фиксируют по индикатору ГИВ вес хвостовика. Под разъединителем на первой трубе хвостовика должен быть установлен центратор.
Соединяют хвостовик с инструментом (колонной бурильных труб) и продолжают спуск колонны. При обнаружении посадки производят промывку колонны с расхаживанием в случае не прохождения колонны ее поднимают и подготавливают ствол скважины заново в том числе с его расширением (полным при длине порядка 50—1ОО м и местным при большой длине ствола).
З. При спуске обсадной колонны в БС запрещается ее вращение. В аварийных ситуациях допускается вращение колонны с цанговым разъединителем вправо частотой 2 обмин при нагрузке на разъединитель не более 80 кН.
При подходе хвостовика к забою давление промывки не должно превышать давления открытия промывочных окон разъединителя минус 20
Обеспечивают подгонку колонны из расчета что верхний срез колонны над столом ротора должен быть не более 05— 12 м. Производят посадку колонны на стол ротора с помощью элеватора.
После промывки скважины закрепить цементировочную головку с переходным квадратом. Установить в ней верхнюю продавочную пробку.
Порядок цементирования хвостовика сводится к следующему:
- закачивают в колонну буферную жидкость (БЖ) соответствующей рецептуры в расчетном объеме. По имеющимся рекомендациям буферная жидкость должна занимать не менее 10 % длины цементируемого заколонного пространства.
- затворяют тампонажный цемент в количестве необходимом для цементирования хвостовика согласно рецептурам.Нельзя допускать приготовление и закачивание цементного раствора свыше расчетного так это может привести к прежде временному загустеванию раствора с избыточным объемом и проникновению его в продуктивный пласт при продавливании.
- по окончании закачивания цементного раствора в скважину освобождают из цементировочной головки верхнюю пробку и производят нагнетание продавочной жидкости. При стыковке верхней пробки с нижней подвесной (подвешенной в разъединителе) отмечают скачок давления 3МПа срезаются шпильки удерживающие пробку в корпусе разъединителя и далее движение их происходит в состыкованном виде (продавочной и прочистной пробки). Продавливание цементного раствора продолжается до получения сигнала “стоп”.
- для повышения качества цементирования при кривизне ствола не более 2° на 10 м и небольшой длине (не более 300 м) колонну в процессе продавливания тампонажного раствора допускается расхаживать на высоту 15—З0 м при минимальной скорости движения инструмента.
- в случае цементирования хвостовика с расхаживанием центраторы устанавливают в нижней части колонны не выше 50 м от башмака. При этом расхаживание прекращают при дохождении продавочной пробки не менее 100 м от башмака (недопродавливание 01 м продавочной жидкости в 102-мм трубах и 08—1З м в 114-мм колонне).
- при отсутствии специального оборудования для расхаживания при цементировании колонны (специальной цементироночной головки гибкого стального рукава) расхаживание проводят с помощью ведущей трубы. В этом случае порядок работ следующий: после затворения цемента и нагнетания тампонажного раствора в колонну закрывают устье скважины с помощью превентора (для предотвращения преждевременного движения столба раствора вниз) отвинчивают заливочную головку в трубы вставляют продавочную пробку навинчивают ведущую трубу на инструмент и после открытия превентора произвести продавку тампонажного раствора с расхаживанием колонны. После этого проверяют работу обратного клапана и герметичность колонны.
Подвеску хвостовика производят поднятием давления в этом случае срезаются штифты и подвижные клинья начинают двигаться в верх и наезжают на неподвижные клинья что приводит к заклиниванию. После проведения заклинивания производят разгрузку на вес колоны буровых труб тем самым происходит дополнительное заклинивание и проверяется подвешен ли хвостовик.
Затем производят отворот инструмента посадочного путем вращения по часовой стрелке потом приподнимают колону буровых труб до выхода сухарей. Подом путём разгрузки производится пакеровка межколонного пространства.
Затем производится подъём оборудования в безопасную зону на 10-15 свечей и выжидается время ОЗЦ.
Заключительные работы проводятся по следующей схеме:
После ОЗЦ (в течение 1 сут) разбуривают цементный стакан оставшийся после срезки цементного раствора в “голове” хвостовика и промывают скважину до забоя.
Производят геофизические работы по определению качества цементирования хвостовика с определением плотности тампонажного материала и характера сцепления его сколонной и выдачей заключения по качеству цементирования.
З. Производят работы по вторичному вскрытию пласта и освоению скважины по отдельному плану.
По окончании работ составляют акт включающий характеристику объекта (по фактическим данным) характер спуска колонны (наблюдавшиеся осложнения т.е. посадки затяжки колонны и др.) описание выполненных работ свойства тампонажного материала рецептуру и объем буферной жидкости наблюдаемые давления при разъединении колонн проведение операции цементирования. Акт подписывают ответственный за проведение работ технолог и буровой мастер и инженером по сопровождению цементировочного оборудования и супервайзером заказчика. В сложных случаях акт должен быть подписан также геологом и утвержден главным инженером бурового предприятия.
4Технология крепления хвоставика с цементированием через фильтр-заглушку
схема компоновки хвостовика для цементирования через фильтр-заглушку состоящая из: 1 - бурильные трубы; 2 - адаптер; 3 - пакер межколонный; 4 - клиновая подвеска; 5 - обсадные трубы; 6 - стоп кольцо; 7 - клапана обратные; 8 - заливочный патрубок; 9 - манжета с алюминиевой заглушкой; 10 - скважинные фильтры; 11 - башмак.
Технология крепления практически полностью совпадает с цементированием колоны через башмак (сплошным цементированием). Отличие данного хвостовика состоит в том что продуктивные пласты обсажены скважинными фильтрами и не подвергаются цементированию что не приводит к засорению пор коллектора и не требует перфорации обсадных труб в продуктивном горизонте что цементирование ведётся через фильтр- заглушку. Заглушка выполняется из алюминия и после ОЗЦ разбуривается.
5Технология крепления хвостовика с помощью цементировочной муфты ( манжетное цементирование)
Модернизируемое оборудование цементировочная муфта относится к этому виду цементирования поэтому подробно рассмотрим данный вид крепления хвостовика.
Манжетное цементирование приобретает всё более распостранёный характер так как при данном виде крепления продуктивный пласт отделяется от цементируемого участка хвостовика пакером заколоным что полностью исключает возможность попадания тампонажного раствора в продуктивный пласт и забивание коллектора тампонажным раствором. Исключает необходимость в перфорации обсадной колоны в зоне продуктивного пласта и гидроразрыв пласта тампонажным раствором.
адаптера; 6 - пакер механический (межколонный); 7 - подвеска гидравлическая; 8 - ниппель уплотняющий; 9 - пробка прочистная; 10 - трубы ОТТМ 102 (обсадные); 11 - муфта цементировочная; 12 - пакер заколонный (гидравлический); 13 - клапаны обратные; 14 - фильтры ОТТМ 102; 15 - башмак.
Ответственные за спуск хвостовика по прибытию на куст проходят инструктаж по технике безопасности на территории данного куста потом проводится совещание по ходу проведения работ и их последовательности. Инструктируется буровая бригада о характере и методике проведения спуска буровым мастером.
Ответственным сотрудником от фирмы заказчика и инженером по сопровождению оборудования хвостовика производится контрольный обмер обсадных труб и фильтров хвостовика с их нумерацией подбивается мера согласно глубинам установки оборудования (в соответствие с планом программой) в ходе этого выполняется визуальный осмотр обсадных труб (порывов трещин смятий тела трубы не допускается смятий и сколов на резьбовой части также не допустимо). После данной операции лишние и забракованные трубы снимаются с приёмных мостков а необходимые раскладывают на приёмных мостках в соответствии с очерёдностью их спуска в скважину.
После чего приступают к подъёму обсадных труб и фильтров с приёмных мостков с попутным их шаблонированием внутренним шаблоном соответствующего диаметра (БН-73: 51 мм; БК-89 ОТТМ-102: 85.6 мм; ОТТМ-114х74: 97 мм; ОТТМ-114х86: 95 мм). Подъём труб "хвостовика" со стеллажей выполняется с помощью вспомогательной лебёдки и элеватор. Перед подъёмом труб ослабляются транспортировочные защитные колпачки а перед их скручиванием очищается резьба металлической щёткой и производится смазка резьбы смазкой Р-402 или Р-416.
Свинчивание труб «хвостовика» выполняется с помощью гидравлического ключа. Момент докрепления должен составлять для труб: НКТ-89 - 250 кг·м (+- 1 нитка) ОТТМ-102 - 300 кг·м (+- 1 нитка) ОТТМ-114 - 300 кг·м (+- 1 нитка).
При спуске "хвостовика" на инструменте производится долив через каждые 300 м. Категорически запрещается наворачивать верхний привод ведущую трубу (квадрат) при доливе инструмента и "хвостовика". При спуске «хвостовика» ведётся контроль за количеством свечей спускаемых в скважину. Спуск «хвостовика» производится плавно без резких рывков и торможений. При спуске не допускается вращения колонны.
Пропускается установочный инструмент через превентор с соблюдением мер предосторожности. Скорость спуска «хвостовика» не более 1 мс в ЭК. В открытом стволе не более 0.5 мс.
При посадке компоновки «хвостовика» (допустимая разгрузка не более 2 тонн в эксплуатационной колонне в открытом стволе не более 9 тонн собственного веса) производится расхаживание после чего повторяется спуск. При невозможности дальнейшего спуска (посадка подклинивание и т.п.) выполнятся подъем оборудования «хвостовика» из скважины и производится повторная проработка ствола.
В просе спуска компоновки запрещается оставлять компановку без движения во избежания прихватов и заклинивания.
По достижении башмака «хвостовика» интервала «окна» производится промывка в течение одного цикла выполняются замеры веса «хвостовика» на крюке при ходе «вверх» «вниз» (майна вира). После промывки продолжают спуск до заданной глубины. При выходе из окна на куст прибывает цементировочное оборудование ЦА– 320М цементосмесительные машины ППУ цементовоз.
Не доходя 10 - 15 метров до проектной глубины установки башмака выполняется замер веса спускаемого "хвостовика" с бурильными трубами при ходе "вверх" на длину вытяжки инструмента "вниз" и записывают данные. Производится промывка давлением 60 атм. при помощи штатных насосов находящихся в комплекте буровой.
Попутно промывке производится обвязка цементировочного оборудования и монтаж нагнетательной линии состоящей из труб с быстроразъемными соединениями. Производится опресовка нагнетательной линии давлением превышающим рабочее на 10%.
После выполнения промывки компоновку спускают на проектную глубину и производят подвешивание хвостовика в эксплуатационной колоне. Для чего производят расхаживание компоновки бросается шарик и начинается нагнетание промывочной жидкости до получения сигнала «стоп» который означает что шарик сел в седло в пакаре заколоном. В колоне создают давление 100-120 атм. при таком давлении происходит срезка штифтов гидравлической подвески и подвижные клинья начинают двигаться по направляющим и набегают на неподвижные клинья тем самым заклинивая хвостовик в старом обсаженном стволе для проверки подвешивания хвостовика разгружают компоновку на вес колоны буровых труб и производят замер веса при помощи ГИВ.
Затем производят пакеровку затрубного пространства путем повышения давления до 150 атм. что приводит к перемещению посадочного седла шара в низ и открытию системы каналов пакера заколоного выдерживают такое давление в течении 10 минут для раздутия пакера после чего давление сбрасывают для закрытия клапанов пакера.
После давление повышают до 170 атм. что приводит к срезу нижних винтов цементировочной муфты и открытию цементировочных окон. Момент полного открытия цементировочных окон фиксируется манометром в виде уменьшения давления. Восстанавливается циркуляция в колоном и заколоном пространстве.
Производится отворот инструмента посадочного по левой резьбе путем вращения в правую сторону на 6-8 оборотов проверяется наличие пружины если она отсутствует продолжают вращение в правую сторону до 20 свободных оборотов инструмент при этом не поднимают.
Наворачивают к БН-73 цементировочную головку с установленной в ней вехней продавочной пробки с помощью крана переводят поток по байпасной линии минуя верхнюю пробку.
Опрессовывают на 250 МПа нагнетательную линию в течении 2-х минут. Падение давления не допускается. Набрирают необходимое количество пресной воды в емкость цементировочного агрегата согласно расчета. Прокачивают буферную жидкость в скважину в объеме согласно расчета. Начинают затворение цемента с добавками согласно технологии. До затворения цементного раствора отбирают 2-е (две) пробы воды затворения и сухого цемента а также используемых химреагентов. При затворении отобрают не менее 3-х (трех) проб цементного раствора с составлением акта на фактические сроки схватывания по каждой из проб. Перед цементированием имеют все разрешения сертификаты и санитарно-эпидемиологические заключения на применяемые химреагенты.
Закачивют цементный раствор в скважину. Выполняют переключение байпасной линии цементировочной головки и производят продавку цементировочной пробки расчетным количеством продавочной жидкости. За 200 литров до откачки первого расчетного объёма продавки снижают производительность цементировочного агрегата (если после прокачки первого расчетного количества продавочной жидкости не произойдет увеличения давления то продолжают прокачивание второго расчётного количества продавочной жидкости). Фиксируют момент срезки штифтов подвесной пробки и продолжают продавку до получения сигнала «стоп» с превышением рабочего давления на 30-40 атм. и выдержкой в течение 5 минут убеждаются в герметичности «хвостовика».
После получения сигнала «стоп» сбросавыют давление в трубах до нуля открывают выкидную задвижку и в течение 5 мин убеждаются в герметичности обратных клапанов. Отсутствие обратного перетока бурового раствора свидетельствует о герметичности обратных клапанов и элементов «хвостовика».
После этого поднимают бурильный инструмент на 15-25 м для выхода из воронки сухарей (торцевых упоров) убеждаются в отсутсвии веса "хвостовика". Приводят в действие пакер межколоный путем разгрузки бурильной колонны на верхний торец пакера (пакер перекрывает межтрубное пространство).
Поднимают колонну на 1-15 м. Производят «срезку» излишков цементного раствора над воронкой до полного выноса цементного раствора на поверхность в расчетном объеме. Составляют совместный акт визуального контроля срезки объёма цементного раствора.
Производят промывку скважины в 2-х кратном объеме. Поднимают бурильный инструмент на 20 "свечей" в безопасную зону. Оставляют скважину на ОЗЦ.
После ОЗЦ не позже чем через сутки разбуривают цементный стакан и внутриности цементировочной муфты и шарик с посадочным седлом пакера а также обратные клапана для 102 хвостовика диаметром 89 мм. И приступают к исследованию и диагностированию цементного камня в затрубьи. Дальнейшие работы ведут в соответствии с планом по интенсификации притока и разработки скваженны.
Оборудование применяемое при манжетном цементировании
Рассмотрим оборудование предлагаемого красноярским производителем так как оно на данный момент самое востребованное и всё больше и больше приобретает востребованность на территории России а в частности широко применяется при капитальных ремонтах старого фонда скважен в Западной Сибири и на севере нашего края.
1 Пробка продавочная
Предназначена для разделения бурового и цементного растворов в бурильной колонне перекрывания проходного отверстия в прочистной пробке и перемещения вместе с ней к посадочной муфте в процессе выдавливания цементного раствора в затрубное пространство “хвостовика”. Технические характеристики данной пробки представлены в таблице 1.
Таблица 2.1.1 - Технические характеристики пробки продавочной.
Диаметр манжет верхнего яруса D мм
Диаметр манжет нижнего яруса D1 мм
Очищаемый диаметр мм
Посадочный диаметр наконечника D2 мм
Максимальная рабочая температура К (°С)
2 Комплекс технических средств предназнасенных для головы хвостовика
Комплекс технических средств типа ПХЦЗ изображенный на рисунке 2.2.1 предназначен для подвески и цементирования хвостовиков диаметром 102 114 и 127 мм в обсадных колоннах диаметром 146 168 мм в вертикальных наклонно направленных и горизонтальных стволах диаметром соответственно 1206—124 1397—1429 и 1492—1524 мм.
ПХЦЗ (подвеска хвостовика цементируемая защищенная) состоит из четырех функционально законченных и работающих независимо друг от друга узлов размещенных на общем корпусе:
узла гидравлической подвески обеспечивающего подвеску хвостовика в технической колонне;
узла гидромеханического пакера обеспечивающего герметизацию межтрубного пространства;
узла разъединителя обеспечивающего спуск узлов устройства в скважину вместе с хвостовиком проведение технологических операций связанных с проведением промывок приведение в действие всех устройств с последующим автоматическим разъединением транспортировочной колонны от устройства.
узла аварийного разъединения в случае невозможности создания внутреннего давления. Предусмотрено два варианта применения ПХЦ каждый из которых отличается комплектностью и набором выполняемых операций.
Рассмотрим технические характеристики оборудования входящего в состав комплекса технических средств:
Инструмент посадочный предназначен для спуска "хвостовика" в скважину привидения в действие технологической оснастки «хвостовика». Пакер верхний предназначен для уплотнения межтрубного пространства между верхом “хвостовика” и обсадной колонной вытеснения цементного раствора через верх колонны от давления задавливания исключающий миграцию газа в процессе ОЗЦ и смещение “хвостовика” из установленного положения.
Рисунок 2.2.2 - Инструмент посадочный
Таблица 2.2.1 - Технические характеристики инструмента посадочного
Условный диаметр потайной обсадной колонны ("хвостовика") мм
Внутренний диаметр промежуточной обсадной колонны мм
Наружный диаметр переводника верхнего D мм
Наружный диаметр головки D1 мм
Наружный диаметр по упорным сухарям D2 мм
Диаметр проходного канала d мм
Мах осевая нагрузка при растяжении воспринимаемая инструментом кгс
Тип присоединительной резьбы:
Максимальная рабочая температура (°С)
Рисунок 2.2.3 - Пакер верхний
Таблица 2.2.2. - Технические характеристики пакера верхнего
Наружный диаметр пакера верхнего D мм
Внутренний диаметр штанги d1 мм
Масса пакера верхнего кг
Присоединительная резьба
Спец. трап. 94×8 (РЧ) LH – 8Н
Осевая нагрузка среза винтов пакера кгс
Перемещение штанги при пакеровке мм
Максимальный перепад давления воспринимаемый манжетой МПа
Подвеска гидравлическая предназначена для подвешивания “хвостовика” в промежуточной обсадной колонне
Рисунок 2.2.4 - Подвеска гидравлическая
характеристики гидравлической подвески
Диаметр подвески по неподвижным клиньям D мм
Диаметр гильзы D1 мм
Давление среза стопорных винтов кгссм2
Рабочий ход клиньев подвески мм
Осевая нагрузка воспринимаемая подвеской в рабочем положении кгс
Ниппель уплотняющий Предназначен для герметизации внутреннего пространства труб и "хвостовика" 102 мм
Рисунок 2.2.5 - Ниппель уплотняющий
Уплотняемый диаметр мм
Max. диаметр штока D1 мм
Пробка прочистная предназначена для посадки продавочной пробки разделения цементного раствора от бурового выдавливания цементного раствора из “хвостовика” в затрубное пространство очистки внутренних стенок “хвостовика” от цементного раствора в процессе перемещения от установочного инструмента до посадочной муфты внутри муфты цементиророчной.
Рисунок 2.2.6 - Пробка прочистная
Таблица 2.2.5 - Технические характеристики ниппеля уплотняющего
Диаметр сердечника D мм
Посадочный диаметр наконечника D1 мм
Посадочный диаметр под продавочную пробку d1 мм
3 Муфта ценентировочная
Муфта цементировочная предназначена для цементирования потайных обсадных колонн "хвостовиков". Применяется при манжетном цементировании вместе с пакером заколоным внутренние механизмы после цементирования разбуриваются под диаметр 89 мм.
Рисунок 2.3.1 - Муфта цементировочная
Наружный диаметр D мм
Посадочный диаметр под пробку продавочную d мм
Диаметр проходного канала d1 мм
Предназначен для перекрытия затрубного пространства в результате раздутия для повышения качества изоляции продуктивных пластов при креплении скважин с целью предотвращения межпластовых перетоков и затрубных проявлений пластовых флюидов в период твердения цементного раствора освоения и эксплуатации скважин.
Пакер спускается в скважину в составе эксплуатационной колонны и устанавливается в заданном интервале. В полость уплотнительного элемента пакера в заводских условиях закачивается отверждаемый гидрофобный полимерный состав (ОГПС) полимеризация которого происходит только в присутствии продавочной жидкости попадающей в пакер из внутреннего колонного пространства при его срабатывании. Таким образом существенно повышается долговечность и надежность работы пакера.
Рисунок 2.4.1 - Пакер заколоный
Пакер срабатывает при посадке алюминиевого шарика в посадочное седло входящее в состав пакера при повышении давления до 17 МПа внутри колоны шар вместе с седлом смещается вниз и открывает штуцер в который начинает поступать промывочная жидкость и по системе каналов и мелких клапанов начинается заполнение манжеты. После выдержки 10 минут давление в колоне сбрасывают дав возможность закрыться системе клапанов.
Предназначен для предотвращения самопроизвольного заполнения “хвостовика” буровым раствором или пластовой жидкостью исключения возвратного перетекания раствора и пластовой жидкости из затрубного пространства внутрь “хвостовика”.
Рисунок 2.5.1 - Клапан обратный
В состав центральным отверстием под цилиндрический конец штока и пятью радиальными отверстиями для прохождения жидкости. Гайка установлена таким образом что нижний конец штока всегда находится в радиальном отверстии.
Клапан работает следующим образом: находясь в составе оснастки хвостовика жидкость давит на грибковую часть штока шток смещается вниз сжимая пружину и жидкость свободно перемещается вниз компоновки но не позволяет перемещения жидкости вверх выше клапана так как грибковая часть штока под действием жесткости пружины и давления созданного жидкостью с забойной стороны пласта плотно прижимается к гнезду клапана тем самым перекрывая трубное пространство.
Оба клапана после проведения цементирования и затвердевания цементного камня разбуриваются по диаметр обсадной колоны и выполняют функции обсадной колоны.
Таблица 2.5.1 - Технические характеристики клапана обратного
Наружный диаметр клапана D мм
Внутренний диаметр корпуса d мм
Класс герметичности по ГОСТ 9544-93
Предназначен для направления обсадной колонны при спуске промывки забоя и затрубного пространства выхода бурового раствора в процессе спуска "хвостовика".
Рисунок 2.6.1 - Башмак.
Башмак колонный состоит из корпуса и неразъёмной головы в которой выполнены радиальные отверстия для дополнительной проходки промывочной жидкости. Голова башмака выполняется из легко разбуриваемых материалов.
Таблица 2.6 - Технические характеристики клапана обратного
Наружный диаметр наконечника мм
Центраторы предназначены для обеспечения концентричного размещения обсадной колонны в скважине с целью достижения качественного разобщения пластов при цементировании. Кроме того центраторы способствуют
Рисунок 2.7.1 - Центратор ЦЦ-1
Данный центратор состоит из: 1 - петлевые проушины; 2 - гвозди; 3 - спиральные клинья; 4 - ограничительные кольца; 5 - пружинные планки; 6 -пазы сегментов.
Цетраторы устанавливают в местах на обсадной колоне согласно плану программы но обязательно устанавливают в ответственных местах это перед пакерами и после них чтоб при прохождении технологического окна в старой обсадной колоне не повредить резиновую манжету пакера.
Информационно-патентный обзор
Для манжетного цементирования с целью создания прочного цементного камня в заколоном пространстве выше продуктивного пласта и прочного крепления хвостовик создано множество устройств. В данном патентном обзоре рассмотрено шесть конструкций цементировочных муфт.
Рассмотрим подробнее каждый из них.
Недостатком муфты является отсутствие надежной фиксации и защиты перекрывающих циркуляционные отверстия втулок от возможности сдвига вверх при подъеме из скважины труб с оборудованием.
Основной недостаток указанной конструкции - возможность случайного неуправляемого открытия ее циркуляционных отверстий при цементировании первой ступени поскольку втулка 3 зафиксирована относительно корпуса 1 ненадежно - не срезными винтами а подпружиненными упорами 17 которые установлены во втулке но не зафиксированы в корпусе.
Авторское свидетельство №2122222
Рисунок 3.1.1 - Муфта для ступенчатого цементирования скважин
В муфте затруднена также надежная фиксация золотниковой втулки в нижнем положении. И наконец затруднено падение на забой контейнера муфты из-за манжеты 12 на его наружной поверхности поскольку наружный диаметр манжеты большого внутреннего диаметра колонны и при осевом перемещении контейнера манжета не переводится в транспортное положение.
Изобретение направлено на решение задачи заключающейся в повышении надежности работы муфты. Задача решается за счет исключения возможности преждевременного неуправляемого открытия радиальных каналов муфты при цементировании первой ступени обеспечения надежного их закрытия в момент окончания цементирования второй ступени а также удаления контейнера с пробками из центрального канала корпуса муфты.
Поставленная задача решается тем что в муфте содержащей полый корпус с центральным и радиальными каналами золотниковую втулку с радиальными отверстиями и элементами ее фиксации установленную с возможностью осевого перемещения относительно корпуса контейнер с радиальными отверстиями посадочным седлом и кольцевыми уплотнениями установленный на срезных элементах перекрывающую и разделительную пробки выполненные под посадочные седла контейнера. Для достижения поставленной задачи устройство снабжено верхней и нижней защитными втулками жестко закрепленными на корпусе и образующими с ним и золотниковой втулкой верхнюю и нижнюю кольцевые камеры. Кольцевая камера заполнена несжимаемой жидкостью золотниковая втулка выполнена ступенчатой в верхней и нижней частях и установлена снаружи корпуса меньшей ступенью вверх. Корпус выполнен с дополнительными радиальными каналами для гидравлической связи верхней и нижней кольцевых камер с центральным каналом корпуса и размещенными в дополнительных радиальных каналах верхними подвижными и нижними подвижными и подпружиненными пробками а контейнер выполнен с наружными кольцевыми канавками под кольцевые уплотнения и установлен с возможностью взаимодействия с подвижными пробками нижняя защитная втулка выполнена с радиальными отверстиями и установленными в них втулками со сквозными ступенчатыми цилиндрическими каналами и заглушками герметично перекрывающими последние с возможностью их радиального перемещения золотниковая втулка выполнена со ступенью в верхней части имеющей наружный диаметр больший чем наружный диаметр ступени в нижней части.
Муфта для ступенчатого цементирования скважин содержит полый цилиндрический корпус 1 с центральным 2 и радиальными 3 каналами ступенчатую золотниковую втулку 4 с радиальными отверстиями 5 закрепленную элементами фиксации 6 в промежуточном положении на наружной поверхности корпуса 1 и контейнер 7 для перекрывающей и разделительной пробок с радиальными отверстиями 8 посадочным седлом 9 и кольцевыми уплотнениями (манжетами) 10. Контейнер 7 установлен в корпусе 1 с зазором на срезных элементах 11 и 12 причем контейнер 7 имеет возможность ограниченного продольного перемещения относительно срезных элементов 12 без разрушения последних благодаря размещению выступающих внутрь корпуса 1 концов элементов 12 в пазах 13 выполненных на наружной поверхности контейнера 7 в нижней его части. В корпусе 1 выполнены дополнительные радиальные каналы 14 в которых установлены подвижные пробки 15 связанные с пружинами 16. На концах золотниковой втулки 4 размещены верхняя 17 и нижняя 18 защитные втулки жестко закрепленные на корпусе 1 и образующие с ним и золотниковой втулкой 4 кольцевые камеры 19 и 20 заполненные несжимаемой жидкостью и гидравлически связанные каналами 14 и 21 с центральным каналом корпуса 1. Контейнер 7 выполнен с наружными кольцевыми проточками 22 под кольцевые уплотнения 10. На внутренней поверхности верхней утонченной части золотниковой втулки 4 выполнены кольцевые проточки в которых размещены фиксаторы 23 и 24 причем фиксатор 23 связан с втулкой 4 тарированным срезным элементом 25 а на наружной поверхности корпуса 1 выполнены ответные зубцам фиксатором кольцевые проточки 26 и 27 противоположно направленного профиля. Защитные втулки 17 и 18 жестко связаны с корпусом 1 винтами 28 в нижней части контейнера 7 установлены выступающие внутрь него срезные элементы 29 а в верхней части корпуса 1 с ним связана резьбой муфта 30. Втулка 18 имеет радиальные отверстия в которых расположены втулки 33 и заглушки 32.
Муфта работает следующим образом.
Муфту опускают в скважину в составе обсадной колонны в положении показанном на рисунке и устанавливают в расчетном интервале между ступенями цементирования. При спуске колонны промывках скважины закачивании в колонну тампонажного раствора первой ступени цементирования и вытеснения его в затрубное пространство до прохождения через муфту нижней разделительной пробки муфта надежно защищена от преждевременного неуправляемого открытия радиальных каналов 3 благодаря: заполнению кольцевых камер 19 и 20 несжимаемой жидкостью служащей гидравлическим затвором (тормозом) гидравлически неуравновешенной в первоначальном положении золотниковой втулки 4; герметичному разобщению от центрального канала 2 муфты камер 19 и 20 посредством срезного элемента 11 с уплотнительным кольцом и подвижных пробок 15 установленных соответственно в радиальных каналах 14 и 21 корпуса 1; связи золотниковой втулки 4 с корпусом 1 элементами фиксации (тарированными срезными винтами).
При прохождении через муфту нижней разделительной пробки последняя войдя в контейнер 7 упирается в срезные элементы 29 и давление в колонне над пробкой возрастает. Поскольку срезающая нагрузка элементов 29 выше нагрузки среза элементов 11 но ниже нагрузки среза элементов 12 первыми срезаются входящие в отверстия контейнера тарированные "ножки" элементов 11 и контейнер перемещается на ограниченное расстояние вниз до упора верхней частью пазов 13 в выступающие внутрь корпуса 1 "ножки" элементов 12 после чего останавливается. При этом верхний торец контейнера 7 опускается ниже отверстия 21 обеспечивая свободное удаление срезных элементов 11 внутрь корпуса 1 а напротив пробок 15 размещается проточка контейнера 7 уменьшенный диаметр которой также позволяет пробкам 15 беспрепятственно выйти из отверстий 14 внутрь корпуса 1 и разместиться между ним и контейнером 7. Этим муфта подготавливается к срабатыванию однако преждевременного срабатывания не произойдет поскольку давление в колонне выше затрубного и это давление удерживает пробки 15 от выхода из радиальных отверстий 14 пересиливая усилие пружин 16 и доступ к управляющему давлению из центрального канала 2 муфты к неуравновешенной площади золотниковой втулки 4 перекрыт. При дальнейшем повышении давления в колонне пробка ломает срезные элементы 29 и движется к забою скважины.
По окончании цементирования первой ступени после посадки нижней разделительной пробки на "стоп" - кольцо у башмака колонны давление в цементировочной головке снижают до нуля. При этом подвижные пробки 15 выталкиваются из каналов 14 в зазор между корпусом 1 и контейнером 7 пружинами 16. При этом заглушки 32 подтягиваются в радиальном направлении к корпусу 1 в ступенчатом канале втулок и способствуют выходу пробок 15 из каналов 14 устраняя эффект разряжения в камере 20.При повторном повышении давления в колонне до заданной величины оно создает на торцевой площади золотниковой втулки 4 размещенной в кольцевой камере 20 неуравновешенное осевое усилие (поскольку эта площадь больше торцевой площади втулки 4 загерметизированной в кольцевой камере 19). Этим усилием срезаются элементы фиксации золотниковой втулки 4 и последняя перемещается вверх выталкивая жидкостью заполняющей камеру 19 срезной элемент 11 из канала 21. В верхнем положении при котором совмещаются радиальные отверстия 3 в корпусе 1 -5 в золотниковой втулке 4 и -8 в контейнере 7 втулка 4 закрепляется фиксатором 23 взаимодействующим с кольцевыми проточками 26 на корпусе 1. В этом положении муфты производят промывку скважины выше муфты и в процессе промывки в колонну пускают падающую разделительную пробку которая садится на седло 9 контейнера 7 герметично разобщает подмуфтовое и надмуфтовое пространство в колонне и предотвращает попадание тампонажного раствора второй ступени цементирования под муфту и формирование в колонне.
По окончании промывки производят закачивание в колонну и вытеснение из нее через отверстия муфты в затрубное пространство тампонажного раствора второй ступени цементирования верхней разделительной пробкой.
В конце цементирования второй ступени пробка входит в контейнер 7 и герметично перекрывает радиальные отверстия 8. Давление в колонне повышают и поскольку кольцевой зазор между корпусом 1 и контейнером 7 герметично перекрыт кольцевыми уплотнителями 10 прирост давления действует только на торцевую площадь верхнего утонченного участка золотниковой втулки загерметизированного в кольцевой камере 19 на втулке 4 создается неуравновешенное осевое усилие в направлении сверху вниз и при достижении этим усилием заданной величины срезаются элементы 25 фиксатор 23 остается на месте а золотниковая втулка 4 перемещается в крайнее нижнее положение и закрепляется на корпусе фиксатором 23. При этом нижний утонченный участок втулки 4 входит в герметичный контакт с уплотнительными резиновыми кольцами 36 и 37 и так как площади поперечного сечения верхнего и нижнего утонченных участков втулки 4 равны эта втулка становится уравновешенной и не испытывает осевых усилий способствующих открытию радиальных отверстий муфты при повышении давления в колонне. При выполнении муфты согласно пункту 3 формулы изобретения площадь поперечного сечения верхнего утонченного участка золотниковой втулки 4 больше площади поперечного сечения нижнего утонченного участка и меньше площади поперечного сечения утолщенной средней части втулки 4 (Д > Д1 > Д2) поэтому открытие и закрытие муфты произойдет надежно а после закрытия радиальных отверстий муфты всякое повышение давления в колонне будет создавать на втулке 4 неуравновешенное осевое усилие в направлении сверху вниз и удерживать втулку в закрытом положении поэтому необходимость устанавливать фиксаторы 23 и 24 отпадает и значительно упрощается конструкция муфты.
При дальнейшем повышении давления в колонне срезаются элементы 12 и контейнер 7 проталкивается вниз по колонне. Кольцевые уплотнения 10 испытывая трение о внутреннюю поверхность корпуса 1 "отстают" в своем осевом перемещении от контейнера 7 и западают в кольцевые проточки 22 образуя кольцевой зазор между своей наружной поверхностью и внутренней поверхностью обсадной колонны и обеспечивая контейнеру 7 возможность свободного погружения на забой скважины и исключая необходимость разбуривания контейнера и пробок находящихся в нем.
Авторское свидетельство №234567
Эта муфта имеет следующие недостатки: внутреннее сечение муфты меньше внутреннего сечения обсадной колонны за счет заслонки закрывающей заливочные отверстия; это препятствует нормальному спуску насосно-компрессорных труб в наклонных скважинах; давление разрыва обоймы как правило нестабильное; нельзя четко установить необходимое давление открытия заливочных отверстий за счет растягивания обоймы разгерметизации пробки чему способствует его конусность и начало утечки жидкости через заливочные отверстия до завершения цементирования первой ступени и открытия заливочных отверстий; при разбуривании цемента внутри муфты возможна разгерметизация колонн за счет разрушения заслонки выступающей внутри колонны.
Для надежной работы муфты при цементировании наклонных и горизонтальных скважин в различных геолого-физических условиях необходимо четкое открытие ее циркуляционных отверстий при заданном давлении исключить разгерметизацию муфты при разбуривании цементного стакана внутри колонны предотвратить зацепление о муфту насосно-компрессорных труб и иного скважинного оборудования при их спуске в скважину и подъеме на поверхность.
Указанная задача достигается в предлагаемом изобретении за счет следующих технических решений.
Муфта для ступенчатого цементирования обсадных колонн включающая корпус с упором и циркуляционными отверстиями закрытыми заглушками заслонку помещенную внутри корпуса и продавочную пробку отличающаяся тем что заглушки зафиксированы в циркуляционных отверстиях сменными тарированными срезными шпильками и имеют уплотнительные кольца а заслонка выполнена в виде герметизирующей обоймы с внутренним диаметром равным внутреннему диаметру обсадной колонны имеет зафиксированное внутри нее посадочное кольцо из легкоразбуриваемого материала и шариковый фиксатор относительно корпуса причем заслонка и упор выполнены с взаимоответными пазами и выступами.
На рисунке 3.1.2 показано устройство муфты в транспортном положении в компоновке обсадной колонны. Муфта состоит из корпуса 1 в котором имеются два отверстия 2 закрытые цилиндрическими пробками 3 с уплотнением 4 срезных тарированных шпилек 5 стальной заслонки 6 прикрепленной к корпусу с помощью срезных шпилек 7 разбуриваемая втулка для посадки продавочной пробки второй ступени 8 соединенная со стальной заслонкой с помощью шпилек 9 продавочной пробки 10 с разбуриваемой посадочной плитой 11 запорного шарового замка 12 для фиксации заслонки после закрытия заливочных отверстий. Заслонка 6 и упор 13 имеют ответные пазы 1 и выступы 15 для предупреждения проворачивания заслонки при разбуривании втулки 8. Проходящая через втулку 8 продавочная пробка первой ступени не показана на рисунке. В качестве таковой могут быть использованы известные пробки на затвердевание цемента. После затвердевания цемента втулка (обойма 8 со штифтами 9 и продавочная пробка 10 с плитой 11 разбуриваются).
Муфта работает следующим образом. Затворяют закачивают в скважину и продавливают цементный раствор первой ступени получают давление "стоп" первой ступени затем повышают давление заданного для среза шпилек при этом шпильки 15 срезаются пробка 3 выпадает и открываются циркуляционные отверстия 2 производится срезка излишков цементного раствора и вымывание их на поверхность затем готовится и закачивается в скважину цементный раствор второй ступени при завершении операции заливки продавочная пробка 10 с плитой 11 садится на заслонку 6 и втулку 8 при дальнейшем повышении давления до заданного срезаются шпильки 7 и заслонка 6 продвигаясь вниз до упора 13 входит в зацепление закрывает заливочные отверстия 2 срабатывает шаровой замок 12. После получения давления "стоп" второй ступени скважина оставляется
Рисунок 3.1.2 - Муфта для ступенчатого цементирования
Авторское свидетельство №2132409
Недостатком этой муфты является сложность конструкции из-за наличия посадочного седла в виде пружинного кольца и наличия подпружиненных штифтов и упоров. Другим недостатком является возможность преждевременного срезания подпружиненных упоров и неполного закрытия муфты из-за несжимаемости жидкости в нижерасположенных обсадных трубах что может привести к застреванию посадочного седла в корпусе и затруднениям при его разбуривании вместе с цементировочной пробкой.
Техническим результатом изобретения является упрощение конструкции повышение надежности закрытия муфты и облегчение разбуривания цементировочной пробки.
Необходимый технический результат достигается тем что в муфте для ступенчатого цементирования обсадных колонн включающей корпус с циркуляционными отверстиями подвижную дифференциальную втулку посадочное седло и цементировочную пробку. Посадочное седло прикреплено к нижнему концу дифференциальной втулки на левой резьбе и выполнено с выступами входящими в соответствующие пазы в нижней части корпуса. При этом корпус цементировочной пробки закрыт срезным днищем с образованием воздушной камеры и вхождением в посадочное седло с натягом после срезания днища и сообщения воздушной камеры с пространством ниже цементировочной пробки.
На рисунке 3.1.3 изображена муфта в исходном положении без цементировочной пробки
Рисунок 3.1.3 - Муфта для ступенчатого цементирования обсадных колон
Муфта включает верхнюю часть 1 корпуса с циркуляционными отверстиями 2 нижнюю часть 3 корпуса с пазами 4 на верхнем торце дифференциальную втулку 5 посадочное седло 6 с выступами 7 на нижнем торце и цементировочную пробку. Дифференциальная втулка уплотнена в верхнем и нижнем корпусах уплотнительными элементами 9 10 и зафиксирована в крайнем нижнем положении срезными штифтами 11. В этом положении она закрывает циркуляционные отверстия 2. Посадочное седло 6 прикреплено к нижнему концу дифференциальной втулки на левой резьбе и выступами 7 входит в пазы 4 нижнего корпуса.
В положении показанном на рисунке 18 муфту устанавливают составным элементом обсадной колонны на требуемой глубине. После окончания спуска обсадной колонны в скважину закачивают цементный раствор первой ступени и продавливают с использованием эластичной цементировочной пробки. Эластичная пробка проходит через посадочное седло 6 вниз оставляя его вместе со втулкой 5 в крайнем нижнем положении.
При посадке эластичной пробки на кольцо "стоп" установленное в нижней части обсадной колонны под действием растущего давления дифференциальная втулка 5 перемещается вверх до упора срезая штифты 11 и открывая циркуляционные отверстия 2 о чем будет свидетельствовать резкое падение давления в обсадной колонне.
После открытия циркуляционных отверстий муфты производят смывку излишнего цементного раствора первой ступени периодическую промывку скважины выше муфты до затвердевания цементного раствора ниже нее закачивают цементный раствор второй ступени пускают цементировочную пробку 8 и продавливают ее по обсадной колонне. До посадки пробки 8 на седло 6 дифференциальная втулка 5 удерживается в верхнем положении за счет перепада давления внутри и снаружи обсадной колонны. После посадки пробки на седло и повышения давления в обсадных трубах дифференциальную втулку 5 проталкивают вниз и закрывают циркуляционные отверстия 2. При этом давление ниже пробки возрастает бурты 18 днища 13 срезаются и воздушная камера 17 сообщается с пространством ниже пробки вызывая резкое снижение давления в нем. Под действием возросших нагрузок от перепада давления направленных вниз дифференциальная втулка 5 продвигается до крайнего нижнего положения седло 6 выступами 7 входит в пазы 4 на нижней части 3 корпуса а корпус 12 цементировочной пробки впрессовывается в седло 6 с образованием неподвижного соединения.
Герметичность закрытия муфты проверяют путем снятия давления в обсадной колонне. При этом дифференциальная втулка 5 под действием перепада давления еще больше прижимается к нижней части 3 корпуса и в таком виде закрепляется затвердевшим цементным раствором в полости между втулкой и верхней частью 1 корпуса.
Пробку 8 вместе с седлом 6 разбуривают. При этом поворачивание пробки относительно седла предотвращается за счет их сопряжения с натягом поворачивание седла относительно корпуса - за счет зацепления их выступами.
Авторское свидетельство №2149999
Рисунок 3.4 - Муфта для ступенчатого цементирования обсадных колон
Недостатком известной муфты является наличие стопорных устройств в виде шлицевых соединений и в виде срезных штифтов проходящих через корпус. Шлицевые соединения усложняют конструкцию и затрудняют изготовление муфты. Проходящие через корпус срезные штифты создают опасность нарушения герметичности муфты и вызывают необходимость применения дополнительных уплотнительных элементов.
Задачей изобретения является упрощение конструкции повышение надежности и облегчение изготовления муфты.
Достигается это тем что муфта для ступенчатого цементирования обсадной колонны включающая корпус с радиальными отверстиями размещенную внутри корпуса закрывающую цилиндрическую втулку с посадочным седлом для разделительной пробки стопорное устройство для фиксации втулки от вращения и устройство для фиксации втулки в верхнем положении и фиксации ее посадочного седла от вращения снабжена пробками закрывающими радиальные отверстия с возможностью выхода из этих отверстий от давления а стопорное устройство для фиксации втулки от вращения выполнено в виде эксцентричного цилиндрического посадочного гнезда в корпусе ниже радиальных отверстий и части втулки выполненной эксцентричной и входящей в нижнем положении в посадочное гнездо корпуса.
Поставленная задача решается также тем что устройство для фиксации втулки в верхнем положении и фиксации седла от вращения выполнено в виде кольца охватывающего верхнюю часть втулки и прикрепленного к ней и к седлу срезными штифтами.
На рисунке 3.1.4 изображена муфта в исходном положении без разделительной пробки.
Муфта включает корпус 1 с радиальными циркуляционными отверстиями 2. Внутри корпуса выше радиальных отверстий установлена закрывающая втулка 3 с уплотнительными кольцами 4. К верхнему концу втулки 3 прикреплены посредством срезных штифтов 5 упорное кольцо 6 и посадочное седло 7 для разделительной пробки. Радиальные отверстия 2 закрыты пробками 8 которые уплотнены резиновыми кольцами 9 и прикреплены к корпусу калиброванными разрывными винтами 10. Нижняя часть втулки 3 выполнена в виде эксцентричного цилиндра а внутри корпуса 1 ниже радиальных отверстий 2 выполнено эксцентричное цилиндрическое гнездо для нижней части втулки 3.
В положении показанном на чертеже она устанавливается составным элементом обсадной колонны на требуемой глубине. В скважину закачивается цементный раствор первой ступени и продавливается с использованием эластичной разделительной пробки. Эластичная пробка проходит через втулку 3 с седлом 7 оставляя их в верхнем положении.
При посадке эластичной пробки на кольцо "стоп" установленное на нижнем конце обсадной колонны под действием возросшего давления пробки 8 выходят из отверстий корпуса разрывая винты 10. Открытие радиальных отверстий корпуса отмечается резким падением давления в обсадной колонне.
Через открытые радиальные отверстия муфты производят смывку излишнего цементного раствора первой ступени периодическую промывку скважины выше муфты до затвердения цементного раствора ниже нее. Затем закачивают цементный раствор второй ступени пускают разделительную пробку известной конструкции с металлическим наконечником и продавливают ее по обсадной колонне. Герметичность закрытия муфты проверяют путем снятия давления в обсадной колонне или создания избыточного давления в ней.
Разделительная пробка и посадочное седло 7 разбуриваются. При этом проворачивание пробки относительно седла предотвращается за счет клинового эффекта проворачивание седла относительно втулки 3 - оставшимися частями штифтов 5.
Таким образом предлагаемая муфта для ступенчатого цементирования обсадной колонны имеет простую конструкцию обеспечивает надежное открытие и закрытие циркуляционных отверстий и быстрое разбуривание посадочного седла и пробки без нарушения герметичности обсадной колонны.
Авторское свидетельство №56789
Рисунок 3.1.5 - Муфта для ступенчатого цементирования обсадных колон
Муфта для ступенчатого цементирования обсадных колон содержит следующие основные узлы и детали:
Корпус 1 соединенный с переводником 9 в корпусе 1 установлена дифференциальная втулка 3 зафиксированная от преждевременного срабатывания тремя срезными винтами 4. В корпусе 1 и на дифференциальной втулке 3 установлены уплотнительные кольца 2. К дифференциальной втулке 3 крепятся элементы клапанного узла состоящего из: гайки 5 поджимающей манжету 6 и кольцо 7 надетые на поджим 8. Детали клапанного узла: гайка 5 манжета 6 кольцо 7 поджим 8 легко разбуриваемые.
Муфта для ступенчатого цементирования обсадных колон включающая корпус с циркуляционными отверстиями в котором установлена подвижная дифференциальная втулка перекрывающая циркуляционные отверстия корпуса и зафиксированная относительно последнего срезным штифтом; соединенный левой резьбой с нижним концом дифференциальной втулки фиксатор выполненный в виде цилиндрической втулки в нижней части которой выполнены выступы взаимодействующие с пазами выполненными в нижней части в виде V- образного сечения из эластичного материала неподвижно установленным на его наружной цилиндрической поверхности над выступами; выступы фиксатора и пазы корпуса выполнены в виде подвижного относительно продольной оси корпуса шлицевого соединения причем длина пазов больше величины перемещения дифференциальной втулки от её исходного положения до крайнего верхнего положения.
Муфта работает следующим образом.
При создании давления в нутрии колоны оно начинает действовать на нижнею поверхность втулки 8 тем самым произойдёт смешение вверх до открытия цементировочных окон свидетельством чего станет спад давления после закачки расчетного количества цементного раствора сбрасывают давление и из-за разницы давлений в трубном и затрубном пространстве давление давит на пластичную манжету 6 и происходит закрытие цементировочных окон.
Даная цементировочная муфта имеет недостаток короткий верхний переводник что усложняет монтаж муфты в компановку.
Цементировочная муфта МЦ -102 124 КР
Даная цементировочная муфта состоит: 1- верхний переводник; 2 корпус; 3 муфта посадочная; 4 втулка закрывающая; 5 втулка открывающая;6 переводник нижний; 7 манжета ; 8 хомут;9 винты предохраняющие ; 10 винты срезные; 11 цементировочные окна; 12 циркуляционные окна; 13 уплотнительные кольца; 14 выступы и впадины. Даная муфта предназначена для цементирования 102 и 114 хвостовиков.
Работает следующим образом . При создании давления внутри колоны через промывочные окна жидкость давит на кольцо происходит срез винтов и втулка открывающая смещается вниз что приводит к открыванию цементировочных окон что свидетельствуется падением давления внутри колоны восстанавливается циркуляция промывочной жидкости в трубном и затрубном пространстве. После закачивают цементный раствор и сбрасывают продавочную которая срезает прочистную пробку и вместе с ней движется до посадки поседней в муфту посадочную. Создается давление и происходит срез винтов втулки закрывающей и система втулка муфта пробка смещается вниз закрывая цементировочные окна.
Рисунок 3.1.6 - Цементировочная муфта МЦ -102 124 КР
Описаниепредлагаемой конструкции цементировочной муфты
Проведя патентно-информационый обзор и проанализировав принципы работы цементировочных муфт для дальнейшей модернизации была взята цементировочная муфта МЦ-102124 КР. В которой мной производится удлинение нижнего переводника путем увеличения количества шагов резьбы что приведет к удобству её монтажа и возможности наворота резьбы ключом гидравлическим что нельзя было сделать или по крайней мере происходило трудоёмко до проведения данной модернизации.
Данная цементировочная муфта предназначена для проведения работ при манжетном цементировании затрубного пространства хвостовика в открытом стволе диаметром 124 мм применяется совместно с пакером заколонным как рукавного так и манжетного исполнения.
Даная цементировочная муфта включает 1 цилиндрический корпус (рисунок 4.1.1) с пятью цементировочными отверстиями диаметром 12мм четыре отверстия диаметрами 4мм 6 отверстий с резьбой М6 под срезные винты открывающей втулки и восемь отверстий по четыре с каждого конца корпуса под предохранительные винты с резьбой М10. Внутри корпуса расположены:
открывающая втулка 5 наружным диаметром 105 мм и внутренним 89мм с наружной стороны втулки выполнены две кольцевых канавки шириной 10мм под уплотнительные кольца и одна канавка под срезные концы винтов с забойной стороны на втулке выполнены радиальные выступы в виде зубцов;
втулка закрывающая 6 наружным диаметром 105 мм с двумя канавками под уплотнительные кольца шириной по 10мм на внутренней поверхности имеется резьба М 90 под муфту посадочную;
во втулке установлена и скреплена при помощи резьбы со втулкой муфта посадочная 4 под пробку прочистную с пятью промывочными отверстиями и резьбой на нижнем конце для центрирующей гайки.
над циркуляционными отверстиями располагается манжета 12 из эластичного материала закрепленная на муфте посадочной при помощи хомута 8 и поджата к посадочной части муфты грибковой поверхностью;
центрирующая гайка 7 присоединенная к нижнему концу муфты посадочной резьбой предназначена для центрации муфты посадочной внутри втулки открывающей;
переводник верхний 2 длиной 1624 мм с устьевой стороны имеет внутринию резьбу ОТТМ 102 а со стороны забоя наружную резьбу прямоугольную 108*35 в концевой части выполнены четыре отверстия под срезные винты которыми подвешивают муфту посадочную с резьбой М8 имеет кольцевой канал под уплотнительный элемент канал под предохранительные предохраняющие от откручивания переводника от корпуса болты;
нижний переводник 3 в устьевой части которого выполнены выступы в виде зубцов по всему диаметру переводника имеется канал под предохранительные болты и резьбу ОТТМ 102 с забойной стороны. Переводник соединен с корпусом резьбой прямоугольной 108*35.
Все резьбовые смазывают уплотнительной смазкой типа литол- 24 и затягивают должным моментом 2940 Н х м (300 кгс х м).
1.1 Транспортирование
Даная цементировочная муфта применяется в составе хвостовика с пакером заколоным и доставляется на куст уже в сборе с пакером перевозится всеми видами транспорта в крытых транспортных средствах или контейнерах. При транспортировании неупакованных изделий между ярусом должны быть проложены деревянные бруски сечением не менее 80х20 мм перекатывание изделий по брускам должно быть исключено.
1.2 Технические характеристики
Условный диаметр потайной обсадной колоны мм 102
Диаметр наружный 115
Диаметр внутренний после разбуривания мм 89
Давление открытия окон цементировочных МПа
для пакера рукавного 13 .14
для пакера манжетного 17 .18
Давление закрытия окон цементировочных МПа 6 7
2 Монтаж и принцип работы
После модернизации цементировочную муфту можно поднимать на площадку буровой при помощи дополнительной буровой лебедки без дополнительного патрубка а в нутрии площадки при помощи основной лебёдки и элеватора. После поднятия компоновки муфта цементировочная пакер заколоный ниппель пакера вставляют в резьбовую часть предыдущей обсадной трубы и затягивают. После чего производят спуск до уровня зажимной части автоматического ключа верхней части верхнего переводника цементировочной муфты и подвешивают уже спущенную часть хвостовика на пневмоклиньях чего нельзя было делать до модернизации а после становится возможным потом поднимают с приёмных мостков следующую свечу обсадной колоны смазывают резьбу переводника специальной смазкой и производят свинчивание при помощи автоматических ключей с моментом затяжки 300 кгс*м (+- одна нитка) что тоже стало возможным только после модернизации до этого данная операция проводилась цепными и другими ручными ключами. После чего продолжают дальнейший монтаж составных частей хвостовика и спуск хвостовика на плановую глубину. После достижения заданной глубины в колону опускают шар который проходит через цементировочную муфту и садится в седло в пакере заколоном тем самым перекрывая циркуляцию промывочной жидкости после чего производят опресовку хвостовика. После раздутия пакера заколоного повышают давления до 17 МПа внутри колоны давление начинает действовать на кольцо и происходит срез винтов удерживающих втулку открывающую происходит смещение втулки открывающей 5 (рисунок 22 или сборочный чертёж) вниз тем самым открываются цементировочные окна о чём свидетельствует падение давления внутри колоны и выступы втулки открывающей зацепляются с выступами нижнего переводника что предотвратит прокручивание при разбуривании. Восстанавливают нормальную циркуляцию промывочной жидкости в колоном и заколоном пространстве после чего производят промывку при этом происходит отклонение эластичной манжеты 12 от муфты посадочной которая в свою очередь выполняет функции клапана если произойдёт падение давления в колоне эластичная муфта перекроет промывочные окна муфты посадочной плотно прижавшись к ней под действием упругих сил самой манжеты и давления жидкости за колонной. После промывки в скважину закачивают проектный объём тампонажного раствора после чего из цементировочной головки высвобождают пробку продавочную и та соединившись с пробкой прочистной доходит до муфты посадочной и садится в неё и при повышении давления до 6 МПа происходит срез винтов и система пробки муфта посадочная втулка закрывающая перемещается вниз тем самым перекрывая цементировочные отверстия о чем свидетельствует повыщение давления внутри колоны. После чего сбрасывают давление и убеждаются в отсутствии обратного перетока жидкости из затрубья в колону о чем свидетельствует отсутствие повышения уровня жидкости в колоне. После ОЗЦ пробки и муфта посадочная разбуривается.
Цементировочная муфта является устройством одноразового применения и после разбуривания выполняет функции обсадной колоны.
Расчет составных частей
1 Расчёт переводника верхнего
Определим необходимую длину нижнего переводника
где - длина переводника мм;
- высота установки ключа от пола буровой мм;
=124 -длина части переводника находящаяся в корпусе мм;
=50 - запас длины мм..
Высота расположения ключа гидравлического регулируется для расчетов возьмем наиболее встречающуюся высоту расположения 1200 мм.
Подставим значения в формулу.
Определим толщину стенки переводника по формулам
где Sp-расчетная толщина стенки мм;
С- прибавка к толщине мм.
где р=25 - давление при испытании на герметичность цементировочной муфты МПа;
d = 89 – внутренний диаметр трубы мм;
= 196 для материала 30ХГСА ГОСТ 8731-87 МПа.
Прибавку к расчётным толщинам следует определять по формуле
где С1- компенсация коррозии и эрозии мм;
С2- прибавка для компенсации минусового допуска трубымм.
Принимаем прибавку для компенсации коррозии и эрозии
Прибавка для компенсации минусового допуска трубымм:
где - толщена стенки заготовки мм.
Принимаем конструктивна толщину стенки 9 мм.
2 Расчет резьбы переводника
Определим давление при котором будет срезана резьба переводника:
где- критическое давление при котором будет срезана резьба;
- внутренний диаметр;
- критическая сила при которой будет срезана резьба;
- табличная величина.
Для того чтобы рассчитать критическое давление надо сначала определить критическую силу при которой будет срезана резьба по формуле:
где- критическая сила при которой будет срезана резьба;
- число витков резьбы;
Найдём число витков резьбы n витков:
Длина резьбы = 50 мм;
Шаг резьбы = 3.5 мм.
Найдём площадь среза:
Рисунок 5.2 - Расчётная схема резьбы
Найдём критическую силу при которой будет срезана резьба по формуле (5.2.2):
где - Рабочее давление Па;
n = 14- число витков резьбы;
Найдём критическое давление при котором будет срезана резьба по формуле (5.2.1):
3 Расчет цементировочной муфты
Рассчитаем силу действующую на открытие цементировочных окон
гдеF - сила действующая на открытие цементировочных окон кН;
Р – давление действующее на площадь открытия ментировочных окон МПа;
– табличная величина;
D – внешний диаметр поверхности на которую действует давление м;
d - внутренний диаметр поверхности на которую действует давление м;
Внешний диаметр D = 115мм;
Внутренний диаметр d = 585мм;
Давление закрытия Р = 17 МПа;
Определим коэффициент запаса прочности корпуса сделанного из стали 30ХГСА
гдеn- коэффициент запаса прочности;
- допускаемое напряжение;
Допускаемое напряжение стали 30ХГСА: = 600МПа;
Рассчитаем предел текучести по формуле:
где- наружный радиус корпуса;
- внутренний радиус корпуса;
Р - внутреннее давление.
Вычислим предел текучести:
Определим коэффициент запаса прочности:
Это значение входит в интервал n= 1 – 3 а это значит что корпус способен выдержать нагрузку которая на него действует.
4 Оценка трудоемкости изделия
Метод учета масс при оценке трудоемкости учитывает её изменение в изготовлении по сравнению с изделием аналогом и определяется по формуле:
где Ta - трудоемкость изделия- аналога имеющего с проектируемым общие конструктивные и технологические признаки;
Kм - коэффициент различия массы или размеров сопоставляемых изделий.
Для деталей простой формы типа валов втулок:
где - соотношение масс обрабатываемых поверхностей изделий проектируемого и аналога.
Масса аналога 3 а масса проектируемого переводника 15 кг.
Ta = 5- для аналога нормачас.
5 Расчет опасного сечения
Рассчитаем опасное сечение цементировочной муфты на динамическую прочность от развиваемого давления рабочей жидкости во время проведения различных операций а так же от действия собственного и веса расположенных ниже пакера заколоного обратных клапанов обсадных труб фильтров и башмака .
Расчет на динамическую прочность проводим исходя из условия:
где - общая нагрузка на опасное сечение;
– площадь опасного сечения;
- предел текучести материала для стали 30 ХГСА – 600 МПа;
n - допустимый запас прочности на растяжение n=2;
- допустимая нагрузка.
Общая нагрузка определяется как сумма
где - нагрузка от давления рабочей жидкости на пакер во время открытия цементировочных окон;
G – нагрузка от веса оборудования расположенного ниже.
Нагрузка от веса оборудования определяется по формуле
где =450 - собственный вес Н;
=500 - вес пакера Н;
=168- вес обратных клапанов Н;
- вес обсадных труб ниже цементировочной муфты берем для нашей компоновки Н;
- вес фильтров оснастки Н;
=800- плотность рабочей жидкости ;
=7150 - плотность материала корпуса .
После подстановки значений получим:
Нагрузку от давления рабочей жидкости на пакер
где: Р – давление рабочей жидкости 17 МПа;
- площадь поверхности 00086.
Суммируем полеченные значения нагрузок
Площадь опасного сечения рассчитаем по формуле
где - наружный диаметр корпуса м;
- внутренний диаметр опасного сечения корпуса м.
Используя полученные значения находим допустимую растягивающую нагрузку Н:
Проверим соблюдение условия:
Условие прочности соблюдается.
6 Расчет диаметра срезной части винта
Рассчитаем необходимый диаметр срезного конца винта срезного.
Механически свойства заготовки:
Давление среза 165-18 для комплекта из 6 болтов МПа.
Часть срежется при данном условии:
Р – сила действующая на срезной конец винта Н. В данном случае – это горизонтальная составляющая действующей силы F Н;
d – диаметр болта мм;
Определим силу F по формуле кН:
Из уравнения (5.5.3) выразим диаметр болта:
Таким образом при действующей силе необходимый диаметр срезной части винта равен 2.7 мм. Отсюда чтоб они били срезаны надо диаметр 2.5-2.7 мм.
Расчет цементирования скважины
Наиболее распространенными способами цементирования являются одноступенчатый двухступенчатый и манжетный. Чаще всего применяется одноступенчатое цементирование с двумя разделительными пробками.
Двухступенчатое цементирование следует применять при большой глубине скважины и длине интервала цементирования когда при прокачивании смесей возникают гидравлические сопротивления выше чем давление развиваемое цементировочными агрегатами или при резко отличающихся температурах в нижней и верхней зонах цементирования.
Манжетное цементирование применяют тогда когда нет необходимости цементировать эксплуатационную колонну в зоне продуктивного горизонта и следует исключить попадание в него тампонажного раствора.
При расчете цементирования нужно определить:
количество сухого тампонажного цемента;
количество воды для затворения;
объем промывочной жидкости;
максимальное давление в конце процесса цементирования;
необходимое количество смесительных машин и цементировочных
время необходимое для проведения всего процесса цементирования.
Для повышения качества цементирования необходимо предусмотреть использование буферной жидкости располагающейся между тампонажной смесью и промывочной жидкостью предназначенной для предотвращения их смешивания смыва рыхлой корки растворов на стенках скважины и обсадных трубах а также снижения гидравлических сопротивлений при прокачивании.
1 Расчет количества материалов и реагентов для цементирования обсадной колонны
Pпл=47 МПа – пластовое давление на глубине
Кк = 13 –тампонажного раствора – Полимер-глинистый раствор:
Свойства тампонажного раствора:
ρ = 186 – плотность гсм3;
водоотдача – до 8см330мин;
Определяем потребное количество цементного раствора:
где VЦР - потребное количество цементного раствора.
Определяем потребное количество сухого цемента с учетом потерь:
где GЦС – потребное количество сухого цемента с учетом потерь;
γцр = 124 – удельный вес цементного раствора гссм3;
m – водо-цементное отношение принимается равным 05.
Определяем количество воды для затворения цементного раствора:
Определяем объем продавочной жидкости необходимый для продавки тамнонажного раствора без применения УЦК:
где dвн.ок = 402 – внутренний диаметр обсадной колонны мм;
Кз = 13 – коэффициент запаса продавочной жидкости.
Определяем объем продавочной жидкости необходимый для продавки тамнонажного раствора с применения УЦК через бурильные трубы:
гдеdвн.бт = 1086 – внутренний диаметр обсадной колонны мм;
Определяем давление в цементировочной головке в конце цементирования:
где:РК – давление в цементировочной головке в конце
цементирования кгссм2;
РГ – давление на преодоление гидравлических сопротивлений в
РР – давление создаваемое разностью удельных весов
цементного раствора и продавочной жидкости кгссм2.
при скорости в затрубном пространстве ≤ 2 мс (или при работе двух и менее ЦА).
где НЦР – общая высота подъема цементного раствора м;
γПР = 11 – удельный вес продавочного раствора гссм3;
Тогда давление в цементировочной головке в конце цементирования:
По величине конечного давления выбираем цементировочный агрегат 3ЦА-400 (диаметр втулки 115 мм).
Таблица 6.1.1 – Технические характеристики цементировочного агрегата
Монтажная база (шасси автомобиля)
КрАЗ-257 или КрАз-219
Силовая установка 2УС-500
Цементировочный насос
Максимальная подача насоса лс
при максимальной подаче
Подача при максимальном давлении лс
Условный диаметр мм:
нагнетательной линии
Посредством шарнирных колец
Сравнивая давление РГ с давлением развиваемым насосом агрегата определяем что РГРV и РГР. Значит закачку цементного раствора проводим на IV скорости (138>100>254). Высота столба цементного раствора который необходимо закачать на IV скорости равна HЦР=470 м.
Определяем продолжительность цементирования при условии работы одного агрегата.
Время работы одного агрегата на IV скорости при цементировании без применения УЦК:
где ТI – время работы одного агрегата на IV скорости мин;
qIV = 26 – производительность агрегата на IV скорости лс.
Время продавки тампонажного раствора при цементировании без применения УЦК составляет:
где ТIПР – время продавки тампонажного раствора при цементировании без применения УЦК мин.
Время работы одного агрегата на IV скорости при цементировании с применением УЦК:
Время продавки тампонажного раствора при цементировании с применением УЦК составляет:
где ТIIПР – время продавки тампонажного раствора при цементировании с применением УЦК мин.
С целью предупреждения гидравлического удара 1 м3 раствора продавливаем на I скорости:
где Тн – время начала продавки тампонажного раствора на I скорости мин;
qI = 86 – производительность агрегата на I скорости лс.
Общее время цементирования без УЦК с учетом подготовительно-заключительных работ составляет мин:
где То – общее время цементирования мин;
ТПЗ – время подготовительно-заключительных работ мин.
Общее время цементирования с УЦК с учетом подготовительно-заключительных работ составляет мин:
Определяем температуру на забое скважины:
где tЗАБ – температура на забое скважины С;
tСР =10 – среднегодовая температура воздуха С.
Согласно полученному значению температуры забоя необходимо применить тампонажный портландцемент для «холодных» скважин («холодный» цемент – для скважин с температурой до 50С «горячий» - для температур до 100С плотность раствора ρ = 186 гсм3). Время начала схватывания с момента затворения не менее 1 ч. 45 мин.
2 Определение количества цементировочных агрегатов
Цементировочные агрегаты предназначены для цементирования ствола скважин при бурении и капитальном ремонте а также в других продавочно-промывочных работах. Учитывая характер работ цементировочные агрегаты изготавливают передвижными с монтажом всего необходимого оборудования на грузовой автомашине. На открытой платформе автомашины смонтированы: поршневой насос высокого давления для прокачки цементного раствора в колонну; ротационный насос которым подают воду в цементную мешалку во время приготовления цементного раствора; замерные баки при помощи которых определяют количество жидкости закачиваемой в колонну для продавки цементного раствора; двигатель для привода насоса. Техническая характеристика 3ЦА-400 приведена в таблице (таблица 2.1).
Определяем количество цементировочных агрегатов по времени схватывания цемента штук:
где nЦА – количество цементировочных агрегатов шт;
ТСХВ =105 – Время начала схватывания с момента затворения мин.
Определяем количество цементировочных агрегатов по скорости подъема цементного раствора в затрубном пространстве:
где v =045 – yнеобходимая скорость подъема цементного раствора в
затрубном пространстве мс;
FЗАТР – площадь затрубного пространства м2.
Расчеты для определения количества цементировочных агрегатов по скорости подъема цементного раствора в затрубном пространстве и времени схватывания цемента показали что для крепления кондуктора необходимо и достаточно 2 цементировочных агрегата.
Определяем фактическое время цементирования без УЦК с учетом применения двух 3ЦА-400:
где ТIФ – фактическое время цементирования без УЦК мин;
Определяем фактическое время цементирования с УЦК с учетом применения двух 3ЦА-400:
где ТIIФ – фактическое время цементирования c УЦК мин;
Определяем потребное количество цементно-смесительных машин:
где GЦ = 20– емкость бункера цементно-смесительной машины тонн.
В отечественной практике цементирования скважин для приготовления тампонажных растворов применяют цементно-смесительные установки снабженные смесительными установками гидровакуумного типа. Для затворения 613 тонны сухого цемента потребуется 3 ЦСМ с емкостью бункеров не менее 20 тонн.
Безопасность и экологичность проекта
1 Общая характеристика проектируемого объекта
Согласно ГОСТ 12.0.003-74 «ССБТ. Опасные и вредные производственные факторы» при креплении и цементировании стволов скважины возможны следующие физические химические и психофизиологические опасные и вредные производственные факторы:
движущиеся машины и механизмы;
передвигающиеся изделия;
падение поднимаемого оборудования;
повышенная запыленность и загазованность рабочей зоны;
повышенная или пониженная температура воздуха рабочей зоны;
повышенный уровень шума;
повышенный уровень вибрации;
повышенная влажность воздуха;
острые кромки заусенцы и шероховатость на поверхностях инструментов и оборудования;
расположение рабочего места на значительной высоте относительно поверхности земли;
физические перегрузки;
нервно-психические перегрузки от монотонности труда.
Характерными причинами несчастных случаев является:
допуск к обслуживанию механизмов и машин необученных и малоопытных рабочих в качестве обслуживающего персонала;
неправильное использование оборудования;
применение при СПО непригодных или бракованных грузозахватных приспособлений ( якоря элеватора);
нарушение схемы СПО;
нарушение правил эксплуатации применяемого оборудования;
превышения норм нагрузки чрезмерных напряжений;
нахождение работающих в опасной зоне при СПО ;
нахождение работающих в опасной зоне работы цементировочного оборудования под большим давлением;
нахождение работающих вблизи вращающихся и двигающихся механизмов;
нахождение работающих вблизи трубопроводов высокого давления;
нарушение требований безопасности при выполнении работ.
Согласно ГОСТ 12.009-76 для монтажа буровой установки и привышечных сооружений выбирается площадка свободная от наземных и подземных трубопроводов и кабелей которая расчищается от леса кустарника травы и выравнивается в радиусе не менее 50 м (079 га). На территории буровой на расстоянии 15 м от устья скважины предусмотрена площадка для размещения пожарной техники шириной 12м.
Работы по спуску и цементированию хвостовика с помощью мобильной буровой и цементировочного оборудования выполнять под руководством ИТР по плану утвержденному главным инженером и главным геологом предприятия.возникающие в процессе работ согласовывать в установленном порядке.
Цементировочные агрегаты и ёмкости для хранения рабочей жидкости и цемента установить на расстоянии не менее 10 метров от устья скважины согласно схеме их расположения с расстояниями между агрегатами не менее 1 метра.
2 Объёмно-планировочные решение проектируемой площадки под оборудование
Проектируемый участок оснащен: складскими площадками смонтированной буровой с её механизмами насосным блоком жилыми передвижными вагончиками автомобильными подъездными путями и площадками для размещения дополнительного мобильного оборудования дорожками для пешеходов.
Расстояние между передвижными вагончиками- не менее 1м
Расстояние от устья скважины до складских площадок и жилых вагончиков- не менее 10м.
Уклон лестницы с приёмных мостков к полу буровой -не менее 50 градусов от горизонтали.
Все маршевые лестницы должны быть оборудованы поручнями высотой 1.5м
Топливные резервуары для ДВС от наружных стен зданий и сооружений буровой расположены на расстоянии- более 55м
Топливные ёмкости имеют обвалование – достаточное для предотвращения разлива ГСМ.
3 Производственная санитария
Согласно СНиП 2.09.04-87 по санитарной характеристике технологический процесс относится к группе 1б-процесс вызывающий загрязнение тела и рук. В зависимости от группы технологического процесса по санитарной характеристике для работающих предусматриваем санитарно-бытовые помещения.
Для создания безопасных условий труда в соответствии с типовыми нормами рабочие обеспеченны комбинезоном хлопчатобумажным резиновыми сапогами перчатками головным убором и каской а также средствами защиты от кровососущих насекомых а зимой дополнительно – утепленным комбинезоном из плотного материала теплой влагонепроницаемой обувью тёплым подшлемником и каской утепленными меховыми перчатками или верхонками. А также рабочих находящихся на удалении друг от друга но участвующих в технологическом процессе оснащаем средствами связи ( рациями).
3.1 Гигиенические требования к микроклимату
Санитарные правила и нормы СанПиН 2.2.4.548-96 устанавливают оптимальные и допустимые нормы микроклимата в зависимости от периода года и категории работ по уровню энерготрат.
Одна из главных особенностей условий труда персонала– это работа в основном на открытом воздухе (на кустах скважин) а также работа связанная с перемещениями на территории объекта и между объектами (кустами) частыми подъемами на специальные площадки находящиеся на высоте. Поэтому в условиях сурового климата Западной Сибири и Крайнего Севера с низкими температурами (зимой до –500С) и высокой влажностью (летом до 100%) играет метеорологические факторы. При низкой (сверхдопустимых норм) температуре окружающей среды тепловой баланс нарушается что вызывает переохлаждение организма ведущее к заболеванию. В случае низкой температуры воздушной среды уменьшается подвижность конечностей вследствие интенсивной теплоотдачи организм что сковывает движения при цементирование скважин иногда рабочим приходится работать в атмосфере распыленного цемента цементная пыль может вызывать раздражение слизистой оболочки носа полости рта и омертвление отдельных участков тела.
При высокой температуре снижаются внимание и скорость реакции работающего что может послужить причиной несчастного случая и аварии. Кусты скважин как правило засыпаются песком поэтому при сильных ветрах случается поднятие частиц песка и пыли которые могут попасть в глаза и верхние дыхательные пути. Нормирование метеорологических параметров устанавливает ГОСТ 12.1.005 "Общие санитарно-гигиенические требования к воздуху рабочей зоны".
В ходе производственных операций рабочие могут подвергаться воздействию вредных газов и паров химических реагентов входящих в состав буровых и тампонажных растворов источником которых являются нарушения герметичности фланцевых соединений механической прочности фонтанной арматуры (свище щели по шву) вследствие внутренней коррозии или износа превышения максимально допустимого давления отказы или выходы из строя регулирующих и предохранительных клапанов разлива растворов. Пары химических реагентов и газа при определенном содержании их в воздухе могут вызвать отравления и заболевания. При постоянном вдыхании паров поражается центральная нервная система снижается артериальное давление становится реже пульс и дыхание понижается температура тела.
3.2 Гигиенические требования к освещению
Для создания необходимого и достаточного уровня освещенности на рабочих местах с целью обеспечения безопасных условий труда необходимо руководствоваться отраслевыми нормами проектирования искусственного освещения предприятий нефтяной промышленности а также соблюдать требования СНиП П-4-79 «Естественное освещение».
В соответствии со СНиП 23-05-95 предусмотрим следующие виды освещения:
рабочее – освещение должно быть предусмотрено во всех помещениях и на неосвещаемых территориях для обеспечения нормальной работы прохода людей и движения транспорта во время отсутствия или недостатка естественного освещения - не менее 30 лк;
аварийное – освещение должно быть предусмотрено для рабочий поверхностей.
Для общего освещения помещений основного производственного назначения (вышечно-лебедочный блок силовое и насосное помещение циркуляционная система ПВО место заряжения прострелочных и взрывных аппаратов операторная склад взрывчатых материалов) следует применять газоразрядные источники света для подсобных и административных помещений - лампы накаливания или люминесцентные лампы. Допускается для освещения помещений основного производственного назначения применение ламп накаливания. Для освещения производственных площадок неотапливаемых помещений проездов следует применять газоразрядные источники света. Выбор типа светильников производится с учетом характера светораспределения окружающей среды и высоты помещения. В помещениях на открытых площадках где могут быть по условиям технологического процесса образовываться взрыво- или пожароопасные смеси светильники должны иметь взрывонепроницаемое взрывозащищенное пыленепроницаемое пылезащищенное исполнение в зависимости от категории взрыво- и пожароопасности помещения по классификации ПУЭ (правила устройства электроустановок)
3.3 Гигиенические требования к шуму
Предельно допустимые уровни звука и вибрации должны соответствовать санитарным нормам шума и вибрации на рабочих местах ГОСТ 12.01.003 и ГОСТ 12.01.012. Уровень шума не превышает 80 дБ.
Шум разрушительно действуют на организм человека в целом и относятся к опасным факторам в условиях труда. Они способны вызвать полную или частичную потерю слуха глубокое расстройство нервной системы стимулируют сердечно-сосудистые раковые желудочно-кишечные и другие заболевания.
При монтаже скважинной компоновки рабочий персонал подвергается повышенному уровню шума и вибрации от работы механизмов агрегата А-50 (Таблица 7.3.1).
Таблица 7.3.1 - Данные по шуму и вибрации уровни звука и эквивалентные уровни звука дБ
При подъеме элеватора
При подъеме инструмента
Начало приемных мостков
Пульт управления лебедки
Пульт управления силовыми агрегатами
Для уменьшения шума применяют:
балансировку вращающихся частей машин и оборудования;
техническое обслуживание и ремонт так как повышенный уровень
3.4 Гигиенические требования к вибрации
Почти все перечисленные источники шума являются одновременно основными источниками вибраций. Вибрационная нагрузка не должна превышать допустимые показатели (ГОСТ 12.1.012) (Таблица 7.3.2).
Таблица 7.3.2 – Санитарные нормы одночисловых показателей вибрационной нагрузки на оператора для длительной смены 12 ч
Направление действия
Нормативные корректированные по частоте и эквивалентные значения
Учитывая что в процессе бурения крепления ствола скважины работающие подвергаются воздействию повышенного уровня шума и вибрации буровая установка оснащена коллективными средствами снижения уровня шума и вибрации представленными в таблице 7.3.3.
Таблица 7.3.3 - Средства коллективной защиты от шума и вибраций
Наименование а также тип вид шифр и т.п.
Место установки на буровой
Вертлюжки-разрядники шинно-пневматических муфт пневмосистемы
Виброизолирующая площадка
3.5 Гигиенические требования к выделению паров и газов
Содержание паров и газов в воздухе рабочей зоны не должно превышать ПДК (углеводороды предельно С-С10 в пересчете на С – 300 мгм3 ГОСТ 12.1.005-76). Во время ремонта скважин при наличии в воздухе рабочей зоны нефтяных паров и газов превышающих ПДК необходимо заглушить скважину жидкостью соответствующих параметров и качества. Работы в загазованной зоны должны проводиться в соответствующих противогазах.
4 Травмобезопасность проектируемого объекта
Таблица 7.4.1 - Травмоопасность объекта
Подъем обсадных труб с приёмных мостков
Обрыв пенькового каната.
Специальная обувь безопасное расстояние каска специальные крючки.
Шаблонирование обсадных труб.
Выполнение правил шаблонирования.
Отворот предохранительных колпаков
Срыв ключа шероховатые поверхности труб и резьб
СИЗ исправный инструмент соблюдение техники безопасности
4.1 Опасность травмирования движущимися частями машин и механизмов
Сборка и разборка разработанной компановки не требует специального оборудования и инструмента для этого используется штатное оборудование применяемое при производстве буровых работ: трубные ключи элеваторы ручной инструмент.
Риск получения травм штатным оборудованием возможен только при нарушении правил эксплуатации данного оборудования.
В соответствии с ГОСТ 12.2.059-81 « Требования к цветовому обозначению частей бурового комплекса» предусмотрена предупреждающая окраска в виде желто-оранжевых или оранжево-черных чередующихся полос.
Для безопасной и безаварийной работы оборудование снабжается приборами и устройствами безопасности: ограничителями грузоподъёмности блокировочными устройствами датчиками веса колоны спускаемых труб и давления жидкостей в системе ограничителями подъёма крюкоблока все вспомогательные операции при СПО производятся при помощи специального инструмента ( крючков и тд).
В соответствие с ГОСТ 12.4.026-76 « ССБТ. Цвета сигнальные и знаки безопасности» обозначаются границы опасных зон.
4.2 Опасность поражения электрическим током
Электропитание оборудования производится от трёхфазной трёх проводной сети переменного тока напряжением V=220380 В класс по опасности поражения током – 2 (опасный)
К основным причинам поражения электрическим током относят:
случайное прикосновение к токоведущим частям электрооборудования находящегося под напряжением;
появление напряжения на отключенных нетоковедущих частях оборудования в результате ошибочного включения при ремонтных работах.
В соответствии с ГОСТ 12.1.019- 79 для защиты людей от поражения электрическим током при случайном прикосновении к токоведущим частям находящихся под напряжением применяют:
недоступность токоведущих частей;
защитные ограждения;
изоляцию токоведущих частей;
изоляцию рабочего места;
защитное заземление;
предупредительную сигнализацию;
знаки и плакаты безопасности;
средства индивидуальной защиты.
Расчет заземления электрооборудования.
Для предохранения рабочих от поражения электрическим током электрооборудование должно быть надежно заземлено. В соответствии с ГОСТ 12.1.006 выполнен расчет заземляющего устройства станции управления
Заземление КТПН осуществляется электродами из круглой стали d=12 мм l=5 м забиваемых в землю на глубину 57 м и соединенных стальной полосой 40х4 мм. Сопротивление заземляющего устройства должно быть не более 4 Ом в любое время года. Длина контура заземления составляет L = 183 метра.
Расчет производится в соответствии «Типовых расчетов по электрооборудованию».
Сопротивление растеканию тока одиночных стержневых заземлителей определяется по формуле Ом:
где: – удельное сопротивление грунта ом*см;
Кс =165 коэффициент сезонности для I климатической зоны
d =12 - диаметр стержня см;
t =570 – глубина залегания см;
Необходимое количество стержней:
Сопротивление всех стержнейОМ:
Сопротивление растекания горизонтального (протяжного) заземлителя определяется по формуле Ом:
- для I климатической зоны;
t1 =70– глубина залегания протяжного заземлителя см.
Действительное сопротивление растеканию протяжного заземлителя с учетом коэффициента использования n=032 Ом:
Общее сопротивление заземляющего устройства Ом:
Из расчета следует что полученное значение сопротивления не превышает допустимого а следовательно будет обеспечено полноценное заземление объекта соответствующее ГОСТ 12.1.006.
4.3 Опасность атмосферного электричества
Согласно СО 153-34.21.122- 2003 «Инструкция по устройству молниезащиты зданий сооружений и промышленных коммуникаций». По защите от атмосферного электричества объект относится к I группе. Комплекс средств молниезащиты включает в себя устройство защиты от прямых ударов молнии и устройства защиты от электромагнитных воздействий тока молнии. Токи молнии попадающие в молниеприемники отводятся в заземлитель через систему токоотводов и растекаются в земле.
5 Безопасность и защита в чрезвычайных ситуациях
Буровая установка А-50У и привышечные сооружения имеют характеристику среды по взрывной взрывопожарной опасности и по группам производственных процессов приведенную в табл. (Табл.7.5.1). Агрегат (буровая установка) А-50У является временным объектом и после окончания работ на скважине подлежит демонтажу и разборке.
На проектируемом объекте основными взрыво- и пожароопасными веществами используемыми в технологическом процессе являются ГСМ (дизтопливо и масло) для ДВС диз. топливо для котельной. Буровая установка и привышечные сооружения размещаются на безопасном от других объектов и населенных пунктов расстоянии и при аварии взрыве или пожаре не могут представлять для них серьезной опасности. В целях предотвращения разлива ГСМ нефти сточных вод резервуары амбар для сбора пластовых флюидов и производственная зона имеет обвалование. Шламовый амбар и факельная установка имеют ограждение.
Буровая установка и привышечные сооружения оснащаются противопожарным оборудованием в соответствии с "Нормами обеспечения объектов противопожарным оборудованием" согласованным с ПЧ и утвержденным УБР (Табл.7.5.1).
Проектом предусмотрены мероприятия по техники безопасности обеспечивающие нормальную работу оборудования и обслуживающего персонала.
Для монтажа буровой установки и привышечных сооружений выбирается площадка свободная от наземных и подземных трубопроводов и кабелей которая расчищается от леса кустарника травы и выравнивается в радиусе не менее 50 м (079 га). На территории буровой на расстоянии 15 м от устья скважины предусмотрена площадка для размещения пожарной техники шириной 12м.
В помещении предназначенном для ДВС запрещается хранить топливо и обтирочный материал. Топливные резервуары для ДВС расположены на расстоянии более 55 м от наружных стен зданий и сооружений буровой. Топливопровод имеет два запорных устройства одно из которых расположено у топливных резервуаров а другое - у машинного зала на расстоянии не менее 5 м от его укрытия с внешней стороны. Топливные емкости имеют обвалование достаточное для предотвращения разлива топлива и масла на территории буровой и под агрегатные помещения во время их перекачками.
Взрывопожаробезопасность при строительстве скважин обеспечивается следующими мероприятиями:
монтаж наладку испытание и эксплуатацию электрооборудования буровых установок проводить в соответствии с требованиями «Правил техники безопасности при эксплуатации нефтепромыслового оборудования» (РД 08-200-98);
электрооборудование буровой установки КИП электрические светильники средства блокировки сигнальные устройства и телефонные аппараты устанавливать во взрывоопасных зонах площадки строительства скважины во взрывозащищенном исполнении и с уровнем взрывозащиты соответствующий классу взрывоопасной зоны виду взрывозащиты — категории и группе взрывоопасной смеси (Табл. 6.5.1);
Таблица 7.5.1 - Классификация основных сооружений и установок по взрыво- и пожароопасности
Наименование сооружений и установок
Категория взрывопожарной и пожарной опасности по НПБ 105-03
Категория и группа взрывоопасной смеси по ГОСТ 12. 1.011
Категория молниезащиты по РД 08-200-98
Машино-насосный блок
Емкости для дизтоплива
Емкости для смазочного и отработанного масла
Горизонтальная факельная установка
Котельная-блок топливных насосов
отечественное оборудование должно иметь взрывозащитную маркировку импортное - сертификат изготовления о допустимости эксплуатации его во взрывоопасной зоне и среде;
эксплуатация электрооборудования при неисправных средствах взрывозащиты блокировках нарушениях схем не допускается;
эксплуатация оборудования с видимыми дефектами не допускается. Применение оборудования и трубопроводов не прошедших опресовку и техническую диагностику не допускается.
Таблица 7.5.2 - Первичные средства пожаротушения
ГОСТ на изготовление
Огнетушитель химический: пенный (ОХП-10)
Углекислотный или порошковый (ОП-10 ОУ-5)
Жилой поселок на буровой
Ящик с песком вместимостью 02 мЗ и лопатой
Ящик с песком вместимостью 04 мЗ и лопатой
Склад ГСМ (временный) на 500 мЗ
Комплект шанцевого инструмента (топор багор лом ведро)
6 Экологичность проекта
От эксплуатационной скважины а также от каждого объекта нефтяного или газового месторождения устанавливается санитарно-защитная зона размеры которой определяются по нормам СанПиН 2.2.12.1.1.576-96 утвержденным Госкомсанэпидемнадзором РФ 31.10.1996 г. При наличии в продукции месторождения вредных примесей между промышленными объектами добывающими транспортирующими или перерабатывающими эту продукцию устанавливается буферная зона. Санитарно-защитная зона размером не менее 2000м класс 1 (добыча угля и не рудных ископаемых).
При бурение и крепление бокового ствола скважины (БС) главным требованием является минимальное воздействие на почвенный покров водоёмы различного назначения растительный и животный мир путем реализации экологически малоопасных и мало отходных технологий бурения и крепления БС.
Источником загрязнения объектов гидро- и литосферы при бурении и креплении БС являются:
рабочая площадка (буровая промывочная жидкость техническая вода);
насосная группа (буровая промывочная жидкость техническая вода ГСМ);
циркуляционная система и блок очистки буровых промывочных жидкостей (буровая промывочная жидкость выбуренный шлам техническая вода);
узел приготовления буровой промывочной жидкости и цементного раствора (буровая промывочная жидкость техническая вода химические реагенты);
склад хранения химических реагентов и материалов;
цементировочная техника ( агрегаты смесительные машины);
буровые сточные воды образующиеся при работе механизмов и устройств;
химические реагенты и материалы для приготовления и обработки буровых промывочных жидкостей и тампонажных растворов;
пластовые минеральные воды и продукты освоения скважин;
продукты сгорания топлива при работе ДВС и котельной;
загрязненные сточные воды;
хозяйственно-бытовые жидкие и твердые отходы.
При бурение и крепление должна использоваться замкнутая циркуляционная система исключающая потери и разлив бурового раствора; обслуживание механизмов этой системы производится ежемесячно или чаще по мере возникновения проблем в ней.
Для приготовления и обработки буровой промывочной жидкости и тампонажного раствора используются нетоксичные или токсичные но экологически малоопасные химические реагенты и материалы отечественного или импортного производства.
С целью уменьшения объёма отходов предусмотрено возможность повторного использования буровой промывочной жидкости для бурения новой скважины и применения её при приготовлении других растворов.
Для утилизации отходов применяется технология безамбарного строительства скважин с использованием для очистки буровых растворов технических средств отечественного и импортного производства: высоко скоростных вибросит и центрифуг. При утилизации шламовых отходов производится полная переработка продуктов бурения или вывоз отходов в специально отведенное место для последующего захоронения.
Приготовление и обработку буровых и тампонажных жидкостей химическими реагентами производят в специальном блоке исключающем попадание компонентов в почву и водные объекты.
Все работы по цементированию с установкой техники на специальной площадке у устья скважины. Что позволяет не допустить разлива жидких отходов цементирования на буровую площадку.
Не допускается «сифона» из бурильных труб и осуществляется контроль за доливом буровой промывочной жидкости при спуске хвостовика.
Наружная поверхность поднимаемых из скважены труб очищается от бурового раствора специальными обтираторами.
В случае замазученности кустовой площадки в случае аварийного разлива ГСМ на почву с целью задержания их растекания и нейтрализации применяют сорбенты ( торф древесную стружку опилки песок).
Составные части устройств скважинной установки сырьё смазки и другие материалы соответствуют требованиям предъявляемым к оборудованию инструменту сырью смазкам и другим материалам которые используются в нефтеперерабатывающей промышленности и при бурении геологоразведочных скважин.
Дорогостоящие дефицитные материалы и сплавы в данном изделии не используются.
После выработки ресурса устройств комплекта производится подъём их на поверхность с целью отправки их на вторичную переработку.
1 Обоснование технического решения
Технология цементирования пилоных и горизонтальных стволов хвостовиками относится к манжетному цементированию при проведении капитального ремонта и восстановлению существующего фонда добывающих скважин из аварийных. Это производится при помощи мобильных буровых установок бригадами КРС.
Цементировочная муфта служит для манжетного цементирования хвостовика позволяет после открытия заколоного пакера произвести закачку тампонажного раствора через цементировочные окна до инструмента посадочного и отсечь путем закрытия цементировочных окон зацементированное затрубье от внутреннего пространства хвостовика. Это позволяет получить монолитный цементный стакан и чистое внутреннее пространство хвостовика.
Цементировочные муфты вместе с другими механизмами хвостовика при помощи бурильных труб мобильной буровой установкой спускаются в скважину на заданную глубину в соответствии с план-програмой устанавливаются в горизонтальном или пилоном стволе. После проведения всех работ по крепления хвостовика и времени ОЗЦ все внутренние механизмы цементировочной муфты разбуривают и цементировочная муфта начинает выполнять роль обсадной колоны.
Целью данного дипломного проекта является изменение конструкции цементировочной муфты с применением в ней вместо обычного корпуса - корпуса с дополнительным рядом отверстий благодаря которым увеличивается объём прохождения цементного раствора и как следствие уменьшение технологического цикла.
Эффект достигаемый данной модернизацией является повышение производительности оборудования и уменьшения рабочего технологического цикла обеспечение нужного временного интервала между технологическими операциями уменьшение необходимого времени на монтаж оборудования а так же имеет социальный эффект в виде уменьшения ручного труда при проведении монтажных работ.
Стоимость цементировочной муфты без корпуса с дополнительными отверстиями составляет 100т.руб.
2 Затраты на изготовление новых деталей
Для экономической оценки новой конструкции цементировочной муфты рассчитаем общие затраты для его модернизации по формуле:
где Зизг – затраты на изготовление всех деталей руб;
Зсб – затраты на сборку цементировочной муфты руб;
Зтр – затраты на транспортировку цементировочной муфты руб.
Рассчитаем затраты на изготовление отверстий в корпусе:
Определим затраты на производство по статьям калькуляции и сведем их в таблицы 8.1.1-8.2.2.
Таблица 8.1.1 – Затраты на изготовление отверстий
Материал: Труба 121*18 сталь 30 ХГСА; Вес: 9.2 кг
Транспортно - заготовительные расходы 5% от (1)
Основная заработная плата
Премия 150% от (4.1)
Р. К. + С.Н= 30%+30%=60% от (4.1)
Всего (4.1+4.2+4.3)
Дополнительная ЗП 79% от (5)
Единый социальный налог 26% от(7)
Затраты на содержание инструмента 20% от (7)
Затраты на содержание оборудования 25% от (7)
Накладные расходы цеховые 225% от (7)
Накладные расходы общепроизводственные 187% от(7)
Итого (3+7+8+9+10+11+12)
Рентабельность 18% от (13)
Всего с рентабельностью и НДС (15+16)
Рассчитаем стоимость материала необходимого для изготовления корпуса с дополнительными отверстиями руб:
где - стоимость материала руб;
Затраты на сборку цементировочной муфты рассчитаем по формуле:
Зсб = + Смат (8.1.3)
где tраз = 4– норма времени необходимая для сборки цементировочной муфты часа;
n=3 – количество человек;
- тарифная ставка слесаря рубчас;
Смат =500 – стоимость смазочных материалов руб.
Подставим все значения в формулу руб:
Найдем затраты на транспортировку цементировочной муфты в сборе по формуле руб:
где – стоимость перевозки одной тонны груза на один километр
– расстояние от Красноярска «Красмаш» до базы в Стрежевом
– масса цементировочной муфты.
цементировочной муфты кг:
где =9.2 - масса корпуса кг;
=87.8 - масса цементировочной муфты без корпуса кг.
Подставим все значения в формулу:
Найдем общие затраты необходимые для модернизации цементировочной муфты руб:
Таблица 8.1.2 – Затраты на изготовление отверстий в корпусе
Материал: Труба 121*18сталь 30ХГСА; Вес: 36 кг
Затраты на изготовление отверстий в корпусе по статьям калькуляции приведены в таблице 8.1.2
Рассчитаем экономию от внедрения модернизированного корпуса по формуле руб:
Э = Заналог – Змодер (8.1.7)
где Заналог – затраты при применении аналога корпуса;
Змодер – затраты при применении модернизированного корпуса.
Рассчитаем затраты на изготовление аналога корпуса руб:
Заналог =Зизг1 + Зсб1 + Зтр1
Рассчитаем стоимость материала для аналога по формуле (8.1.2) руб:
=36- масса аналога корпуса кг;
Затраты на сборку Зсб1 будут такими же как для цементировочной муфты с модернизированным корпусом:
масса корпуса 3.6 кг;
цементировочной муфты без корпуса 87.8 кг.
Подставим все значения в формулу кг:
Найдем затраты на транспортировку цементировочной муфты в сборе руб:
Найдем общие затраты на аналог цементировочной муфты (8.1.8) руб:
3 Экономический эффект
Экономия средств при внедрении модернизированной цементировочной муфты руб:
Получение отрицательного экономического эффекта на данном этапе обусловлено понижением металлоемкости и массы нового корпуса.
Определим затраты на монтаж модернизированной и аналоговой цементировочной муфты руб:
где -стоимость часа работы оборудования на скважине руб;
где - стоимость работы агрегата ППУ рубчас;
- стоимость работы цементосмесительного автомобиля рубчас;
- стоимость работы цементировочного агрегата Ц400 рубчас;
- стоимость работы бурового комплекса рубчас;
- стоимость работы дополнительного оборудования.
Подставим значения в формулу (8.1.10) руб:
где -время необходимое для монтажа цементировочной муфты в состав хвостовика (с подъёма с приёмных мостков до навинчивания на пакер затрубный).
При аналоговом корпусе эта операция требовала большего времени. Таким образом данный процесс длился 78 минут. С новым же корпусом 65 минут.
Подставим все значения в формулу (8.1.9) руб:
Определим снижение затрат на монтаж руб:
Экономический эффект от внедрения модернизированной цементировочной муфты руб:
Подставим все значения в формулу (2.12) руб:
Таким образом экономия от модернизации корпуса цементировочной муфты с добавлением дополнительных отверстий составит 159719 рублей. Данная экономия является следствием уменьшения металлоемкости изделия и уменьшения времени технологической операции цементирования.
Внедрение модернизированной цементировочной муфты позволит значительно сократить время на технологический процесс цементирования скважины. Увеличить объем выносимого через цементировочную муфту цемента.
Применение модернизированной цементировочной муфты позволит:
-улучшить качество цементирования (крепления) сважены;
-препятствовать ухудшению коллекторских свойств призабойной зоны пласта в процессе цементирования;
Предположительный экономический эффект при изготовлении составляет 1600 рублей и эффект при технологических операциях цементирования около 50000 рублей благодаря меньшей работе техники и меньшему простою бригады при ожидании конца технологической операции и ожидании затвердевания цемента.
Список используемой литературы
Пат. на изобретение 2140521. Способ заканчивания скважин Б.3. Кабиров БА. Андресон ВС. Асмаловский и дрБ. И. — 1999. — № 30.
АС. 1339119 СССР С 09 К 702. Безглинистый буровой раствор БА. Андресон ПВ. Утяганов и дрПИ. — 1987. — № 35.
Ашрафьян М. О. Булатов А.И. Эффективность вытеснения буровых растворов и разрушение глинистых корок при цементировании скважин. —М.: ВНИИОЭНГ. - 1969.
Справочник инженера по бурениюПод ред. ВИ. Мищевича Н.А. Сидорова. — М.: Недра. — 1973. — Т. 1.
Иогансен КВ. Спутник буровика. — М.: Недра 1965.
Регламент по бурению боковых стволов и углублению забоев из ранее пробуренных скважин. РД-39-0147585-166—98. — Татнипинефть 1998.
Косьянов ПМ. Влияние содержания глины химической обработки и температуры в вязкопластичные свойства буровых растворовХимическая обработка буровых и цементных растворовТр. ВНИИБТ. — М.: 1976. — Вып. 27. — С. 142—146.
Соловьёв Е. М. Заканчивание скважин : Учебник для вузов - М.: Недра 1979.
Монтаж обслуживание и ремонт нефтепромыслового оборудования. Бухаленко Е. И. Абдуллаев Ю. Г. – М.: Недра 1985. 364 с.
Охрана окружающей среды на предприятиях нефтяной и газовой промышленности. Панов Г. Е. – М.: Недра 1986 – 243 с.
Повышение производительности нефтяных пластов и скважин. Балакиров Ю. А. Учеб. для вузов. – М.: Недра 1985. 215 с.
Техника и технология эксплуатации нефтяных месторождений. Зайцев Ю.В. Балакиров Ю. А. – М.: Недра 1986 – 365 с.

АННОТАЦИЯ.doc

В данном дипломном проекте предложена компоновка для крепления ствола горизонтальных и боковых направленных скважин хвостовиками содержащая оборудование для завершения скважин и их крепления. Это оборудование включает в себя пакер верхний; подвеску; трубы НКТ; цементировочное скважинное оборудование; обратные клапаны; пакер заколоный нижний фильтра или глухие трубы башмак колоны. В проекте приведена модернизация цементировочной муфты путем увеличения числа отверстий в корпусе цементировочной муфты с целью обеспечения оптимального режима закачки цементного раствора направленная на осуществление возможности оптимизации цикла цементирования и уменьшение времени на ожидание затвердевание цемента.
Настоящий дипломный проект содержит 10 листов графической части 111 листов пояснительной записки. При работе над проектом использована информация из 14 литературных источников.