Forbidden

You don't have permission to access /zzz_siteguard.php on this server.

СПОСОБ УСТАНОВКИ ХВОСТОВИКА ОБСАДНОЙ КОЛОННЫ В СКВАЖИНЕ - Патент РФ 2167273
Главная страница  |  Описание сайта  |  Контакты
СПОСОБ УСТАНОВКИ ХВОСТОВИКА ОБСАДНОЙ КОЛОННЫ В СКВАЖИНЕ
СПОСОБ УСТАНОВКИ ХВОСТОВИКА ОБСАДНОЙ КОЛОННЫ В СКВАЖИНЕ

СПОСОБ УСТАНОВКИ ХВОСТОВИКА ОБСАДНОЙ КОЛОННЫ В СКВАЖИНЕ

Патент Российской Федерации
Суть изобретения: Использование: изобретение относится к нефтегазовой промышленности, в частности к способам подвешивания обсадных колонн при креплении нефтяных и газовых скважин как вертикальных, так и наклонных. Задачей данного изобретения является повышение эффективности и качества крепления скважин, упрощение технологии производства работ при применении подвешивающих устройств. Сущность изобретения: хвостовик с подвеской в верхней его части спускают в скважину и устанавливают на подвеску в необсаженном стволе ниже башмака предыдущей обсадной колонны, а отворот и подъем бурильных труб производят сразу после закачивания цементного раствора в заколонное пространство скважины и промывки ствола от цемента верхней части хвостовика. Производство работ по предлагаемому способу существенно упрощает технологию крепления скважин хвостовиком и полностью исключает вероятность прихвата колонны бурильных труб в период ОЗЦ особенно в боковых стволах наклонных скважин. 1 ил.
Поиск по сайту

1. С помощью поисковых систем

   С помощью Google:    

2. Экспресс-поиск по номеру патента


введите номер патента (7 цифр)

3. По номеру патента и году публикации

2000000 ... 2099999   (1994-1997 гг.)

2100000 ... 2199999   (1997-2003 гг.)
Номер патента: 2167273
Класс(ы) патента: E21B43/10
Номер заявки: 2000107866/03
Дата подачи заявки: 29.03.2000
Дата публикации: 20.05.2001
Заявитель(и): Поляков Владимир Николаевич
Автор(ы): Старов О.Е.; Ханипов Р.В.; Поляков В.Н.; Ишкаев Р.К.; Муфазалов Р.Ш.
Патентообладатель(и): Нефтегазодобывающее управление "Азнакаевскнефть" АО "Татнефть"
Описание изобретения: Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, в частности к способам подвешивания обсадных колонн при креплении нефтяных и газовых скважин.
Известен способ установки хвостовика обсадной колонны в скважине (Патент СССР, N 1813171, кл. E 21 B 43/10, 1993) включающий спуск хвостовика в скважину, установку верхней части хвостовика в нижнем конце предыдущей обсадной колонны, промывку скважины. Перед спуском хвостовика в скважину одну из труб в верхней части обсадной колонны профилируют с образованием на ней по меньшей мере двух диаметрально противоположных продольных гофр. После спуска хвостовика и промывки скважины создают избыточное давление во внутренней полости хвостовика, выправляют спрофилированную трубу до плотного прижатия ее стенок к стенкам нижнего конца труб предыдущей обсадной колонны.
К существенным недостаткам этого способа относятся сложность и аварийноопасность производства работ по развальцовыванию профильных труб после цементирования хвостовика. Это сбрасывание шара, опрессовка колонны для выправления и прижатия профильных труб к стенкам предыдущей обсадной колонны, выправление их развальцевателем. Так из-за преждевременной посадки шара в шаровой клапан цементный раствор за хвостовиком не поднимется на расчетную высоту, а часть его объема останется в бурильных трубах. При опрессовке колонны для выправления и прижатия поверхности профильных труб к стенкам труб предыдущей обсадной колонны возможны их механические нарушения, нарушающие герметичность крепи. В случаях отказа в работе развальцевателя профильных труб подвеска хвостовика может оказаться неустойчивой, что полностью исключит возможность надежного и герметичного привальцовывания ее к стенкам предыдущей обсадной колонны.
Наиболее близким по сути и достигаемому техническому эффекту является способ подвешивания хвостовика обсадной колонны на колонной подвеске (а.с. СССР 1409750 кл. E 21 B 33/14, 1998), включающий спуск хвостовика с подвеской как элемент обсадной колонны и установку в заданном интервале необсаженного или обсаженного ствола скважины, цементирование хвостовика, отворот бурильных труб, промывку на поверхность остатков цементного раствора и подъем колонны бурильных труб из скважины. Ожидание твердения цементного раствора (ОЗЦ).
К существенным недостаткам способа установки хвостовика на колонной подвеске в скважине является низкая надежность операции из-за неконтролируемости процессов отфильтрования жидкости затворения из тампонажного раствора через отверстия в колонну и формирования цементного уплотнения на нижнем участке составного фильтра с заданной пластической прочностью (7,6-11,9 кгс/см2). Более того, в процессе цементирования высока вероятность поступления твердеющего раствора в отверстия фильтра и их перекрытия еще до схождения продавочной пробки с упорным кольцом. Отмеченные недостатки могут стать причиной возникновения осложнений и аварий при установке хвостовика на подвеску предлагаемой конструкции. Применение этой конструкции подвески хвостовика в наклонном стволе невозможно из-за эксцентричного расположения его в скважине.
Для повышения эффективности и качества крепления бокового ствола скважин перед спуском хвостовика с подвеской в скважину прорезают окно в обсадной колонне с последующим бурением бокового ствола, в который спускают хвостовик с подвеской, выполненный в виде центратора расчетного диаметра со скошенными ребрами для заклинивания в заданном по данным кавернометрии участке бокового ствола скважины, причем подвеску размещают ниже прорезанного окна в боковом стволе скважины.
На фиг. 1 представлена технологическая схема осуществления способа подвески хвостовика в необсаженном стволе скважины, где 1 - предыдущая обсадная колонна, 2 - колонна бурильных труб, 3 - заходная воронка с отсоединительным переводником, 4 - хвостовик, 5 - центрирующее устройство, 6 - устройство для подвески хвостовика на заклинивающих ребрах, 7 - цементное кольцо.
Способ осуществляется в следующей последовательности.
Перед спуском хвостовика в боковой ствол скважины в обсадной колонне прорезают окно, через которое бурят боковой ствол до проектной глубины. В боковой ствол скважины спускают хвостовик с подвеской, выполненной в виде центратора расчетного диаметра со скошенными ребрами для заклинивания в заданном по данным кавернометрии участке ствола скважины, промывают интервал цементирования, устанавливают хвостовик на подвеску ниже интервала фрезерования обсадной колонны, закачивают в заколонное пространство хвостовика цементный раствор, отсоединяют бурильные трубы, промывкой вымывают остатки цементного раствора выше верхней трубы хвостовика, поднимают колонну бурильных труб из скважины, ожидают время твердения цементного раствора. Применение предлагаемого способа существенно упрощает технологию производства работ и исключает цементирование нижней части колонны бурильных труб в скважине (особенно наклонной), освобождение которых при подобных авариях связано с большими затратами времени, финансовых и материальных средств.
Пример конкретного применения способа.
На скв. 19719 "г" НГДУ "Азнакаевскнефть" с боковым горизонтальным стволом крепление хвостовика намечено в интервале 1120-1431 м, пробуренным долотом диаметром 139,7 мм через прорезанное в 168 мм обсадной колонне "окно". Для подвески хвостовика изготовлен толстостенный заклинивающийся центратор наружным диаметром 142 мм с четырьмя лопастями длиной 200 мм, шириной 30 мм (см. чертеж).
Перед спуском хвостовика, с помощью кавернометрии в скважине выделен участок для установки заклинивающегося центратора-подвески (интервал 1175-1185 м) и произведено шаблонирование 168 мм обсадной колонны шаблоном с диметром 144 мм.
В процессе спуска хвостовика центратор-подвеска установлен в компоновке после спуска 261 м обсадных труб диаметром 102 мм. После чего спущено еще 50 м обсадных труб с разъединительным устройством (см. чертеж). Заклинивание и подвешивание хвостовика на центраторе произошло на глубине выделенного участка 1180 м.
Затем произведено цементирование хвостовика в интервале 1120-1431 м. Во время получения сигнала "стоп" процесс продавливания цементного раствора остановлен, избыточное давление на устье снижено до атмосферного. Колонна бурильных труб отворотом вправо отсоединена от хвостовика через разъединительное устройство, а остатки цементного раствора над хвостовиком вымыты из скважины при прямой циркуляции в течение двух циклов промывки.
Технико-экономические преимущества предлагаемого способа заключаются в следующем.
Предлагаемая технология подвески и цементирования хвостовика или секций обсадных колонн проста и надежна. При этом нет необходимости в использовании сложных конструкций для подвешивания обсадных колонн например, клиновых, вращающихся и других конструкций подвесок стоимостью до 260 тыс. руб. и более. Подвеска хвостовика в необсаженном стволе скважины не приводит к нарушению предыдущей обсадной колонны в месте подвешивания и осложнениям, связанным с восстановлением нарушенной герметичности.
Формула изобретения: Способ установки хвостовика обсадной колонны в скважине, включающий спуск хвостовика с подвеской в скважину, установку хвостовика на подвеске в скважине, цементирование, отсоединение бурильных труб, промывку ствола выше хвостовика, подъем бурильных труб сразу после цементирования перед ожиданием твердения цемента и ожидание твердения цемента, отличающийся тем, что перед спуском хвостовика с подвеской в скважину, прорезают окно в обсадной колонне с последующим бурением бокового ствола, в который спускают хвостовик с подвеской, выполненный в виде центратора расчетного диаметра со скошенными ребрами для заклинивания в заданном по данным кавернометрии участке бокового ствола скважины, причем подвеску размещают ниже прорезанного окна в боковом стволе скважины.