Архив метки: ouml

Турбулизаторы

Турбулизаторы типа ЦТ предназначены для завихрения восходящего потока тампонажного раствора в затрубном пространстве скважины при цементировании. Как правило, их размещают против границ зон расшире­ния ствола скважины на расстоянии не более 3 м друг от друга.

Турбулизатор (рис. 13.16) (табл. 13.14) состоит из неразъемного корпу­са 1 и лопастей 2. Лопасти устанавливаются в пазы, прорезанные в корпусе под углом 35°, и крепятся к корпусу металлическими накладками с помо­щью точечной сварки. Лопасти могут быть металлическими или резино-кордными. На обсадной трубе турбулизатор крепят с помощью спирально-

Турбулизаторы

Турбулизаторы

 

 

Рис. 13.15. Скребок разъемный типа СК

Рис. 13.16. Турбулизатор типа ЦТ

Таблица   13.14

Параметры турбулизаторов типа ЦТ

 

Шифр турбулизатора

Наружный диа­метр, мм

Внутренний диа­метр, мм

Длина лопасти, мм

Масса, кг, не более

ÖÒ-1 14/151

170

116

95

2,0

ÖÒ-1 27/165

186

129

105

2,5

ÖÒ-1 40/191

210

142

115

3,0

ÖÒ-1 40/216

236

142

115

3,0

ÖÒ-1 40/212-216

210

142

115

3,0

ÖÒ-1 46/212-216

210

148

120

3,5

ÖÒ-1 46/216

236

148

120

3,5

ÖÒ-1 68/212-216

210

171

135

4,5

ÖÒ-1 68/216

236

171

135

4,5

ÖÒ-1 78/245

266

181

145

5,0

ÖÒ-1 94/245

266

197

160

6,0

ÖÒ-2 19/270

290

222

180

8,0

ÖÒ-2 45/295

293

248

200

8,5

Примечание. Для всех типоразмеров число лопастей — 8, а максимальная нагрузка на корпус турбулизатора — 7850 Н.

го клина 3, забиваемого в кольцевую канавку и отверстие, выполненные в утолщенной части корпуса. Разработчик турбулизаторов б. ВНИИКРнефть. Они изготавливаются по ТУ 29-01-08-284-77.

Центраторы

Центраторы предназначены для обеспечения концентричного разме­щения обсадной колонны в скважине в целях достижения качественного разобщения пластов при цементировании. Кроме того, центраторы способ­ствуют облегчению спуска обсадной колонны за счет снижения сил трения между обсадной колонной и стенками скважины, увеличению степени вы­теснения бурового раствора тампонажным за счет некоторой турбулизации потоков в зоне их установки, облегчению работ по подвеске потайных ко­лонн и стыковке секций за счет центрирования их верхних концов. Конст­руктивно центраторы выполняют неразъемными и разъемными, причем предпочтение отдается последним. Обычно центраторы располагают в средней части каждой обсадной трубы.

Центраторы

Рис. 13.14. Центратор:

1 — петлевые проушины; 2 — гвозди; 3 — спиральные клинья; 4 — ограничительные кольца; 5 — пружинные планки; 6 — пазы сегментов

Таблица   13.13

Параметры центраторов ЦЦ-1

Шифр центратора

Максимальная ради­альная нагрузка, Н

Число планок

Масса, кг, не более

ÖÖ-1 40/191-216-1 ÖÖ-1 46/191-216-1 ÖÖ-1 46/222-251-1 ÖÖ-1 68/216-245-1 ÖÖ-1 68/251-270-1 ÖÖ-2 19/270-1 ÖÖ-2 45/295-320-1

7 850 7 850 7 850 7 850 7 850 10 456 10 450

СО СО СО СО СО СО СО

9 9,5 9,5 10,5 10,5 14 15,0

Примечание. Читать далее

11.5.6. ПАКЕРЫ ПОВЫШЕННОЙ НАДЕЖНОСТИ.

Пакеры повышенной надежности типа ПЦРО-2 с упором на забой предназначены для герметичного перекрытия кольцевого пространства не-обсаженных скважин от остальной части ствола при проведении испыта­ния нефтяных и газовых скважин пластоиспытателями на трубах в процес­се бурения в условиях температур от +100 до +150 °С. Кроме того, пакер может быть использовани также в обсаженных скважинах для проведения различных технологических операций.

Пакеры типа ПЦРО-2 обладают следующими преимуществами:

отсутствие затекания уплотнительного резинового элемента;

надежность изоляции пласта при высоких перепадах давления на пакер;

снижение числа неудачных испытаний скважин, связанных с негер­метичностью пакеровки в 15 — 20 раз по сравнению с серийными паке-рами;

возможность создания многократного импульсного воздействия на пласт с высокой депрессией для очистки призабойной зоны в процессе испытания скважин;

снижение растягивающей нагрузки при распакеровке;

Таблица 11.30

Технические характеристики пакеров типа ПЦРО-2 конструкции НПФ «Пакер»

 

Тип пакера

Диаметр иссле­дуемой сква­жины, мм

Максимальная температура, °Ñ

Длина пакера, мм, не более

Масса пакера, кг, не более

ÏÖÐÎ-2-145

165

150

5000

90

ПЦРО-2-170

190

140

5000

170

ÏÖÐÎ-2-190

216

140

5000

185

ÏÖÐÎ-2-220

245

140

5000

210

ÏÖÐÎ-2-245

270

100

5000

295

ÏÖÐÎ-2-270

295

100

5000

295


максимальная наработка на отказ пакеров — до 80-ти циклов испыта­ний без замены уплотнительного элемента;

для селективного испытания пласта в двухпакерном варианте нижний пакер может быть снабжен клапаном, который в процессе пакеровки изо­лирует нижнюю полость пакера от верхней, а при выполнении спуско-подъемных операций обеспечивает выравнивание давления.

Номенклатура и основные параметры пакеров типа ПЦРО-2 приведе­ны â òàáë. 11.30 [30].

Изготовитель: НПФ « Пакер».

Клапаны обратные

Клапаны обратные дроссельные типа ЦКОД (рис. 13.12) предназначе­ны для непрерывного самозаполнения буровым раствором обсадной колон­ны при спуске ее в скважину, предотвращения обратного движения тампо­нажного раствора из заколонного пространства и для упора разделитель­ной цементировочной пробки. Шифр ЦКОД обозначает: Ц — цементиро­вочный, К — клапан, О — обратный, Д — дроссельный. Добавление в шифре «М» означает модернизацию типоразмера клапана.

Клапаны ЦКОД-1 (табл. 13.10) изготавливают по ТУ 39-01-08-281-77 для обсадных колонн диаметрами 114—194 мм, а клапаны ЦКОД-2 (табл. 13.11) — по ТУ 39-01-08-281-77 для обсадных колонн диаметрами 219-426 ìì.

Кроме клапанов типа ЦКОД имеются другие обратные клапаны: та­рельчатые, шаровые, с шарнирной заслонкой и т.д. Обратные клапаны ус­танавливают либо в башмаке колонны, либо на 10 — 20 м выше него.

Клапаны обратные

Рис. 13.12. Клапаны обратные ЦКОД-1 (а) и ЦКОД-2(б):

1 — корпус; 2 — нажимная гайка; 3 — набор резиновых шайб; 4 — резиновая диафрагма; 5 опорное кольцо; 6 — шар; 7 — ограничительное кольцо; 8 — резинотканевая мембрана; 9 дроссель; 10 — чугунная втулка; И — бетонная или пластмассовая подвеска

Клапаны типа ЦКОД спускают в скважину с обсадной колонной без запорного шара, который прокачивают в колонну после ее спуска на за­данную глубину. Шар, проходя через разрезные шайбы и диафрагму, за­нимает рабочее положение.

При спуске секций обсадных колонн с обратным клапаном типа ЦКОД

Таблица   13.10

Параметры обратных клапанов ЦКОД-1

 

 

Шифр клапана

 

ÖÊÎÄ-114-1;

ÖÊÎÄ-127-1;

ÖÊÎÄ-140-1;

ÖÊÎÄ-146-1;

Параметр

ÖÊÎÄ-114-1-

ÖÊÎÄ-127-1-

ÖÊÎÄ-140-1-

ÖÊÎÄ-146-1-

 

ОТТМ;

ОТТМ;

ОТТМ;

ОТТМ;

 

ÖÊÎÄ-114-1-

ÖÊÎÄ-127-1-

ÖÊÎÄ-140-1-

ÖÊÎÄ-146-1-

 

ОТТГ

ОТТГ

ОТТГ

ОТТГ

Условный   диаметр   клапана,

114

127

140

146

мм Максимальное   рабочее   дав-

15

15

15

15

ление, МПа

 

 

 

 

Максимальная        допустимая

200

200

200

200

температура, °С

 

 

 

 

Диаметр шара, мм

45

45

76

76

Диаметр отверстия в дроссе-

10

Регулируем

14

14

ле, мм

 

4-14

 

 

Наружный  диаметр  клапана,

133

146

159

166

мм

 

 

 

 

Длина клапана, мм

288/355*

330/365

344/370

344/370

Масса клапана, кг

11/12,3*

14/14,9

16,7/17,8

19,4/20,9

Продолжение табл. 13.10

 

 

Шифр клапана

Параметр

ÖÊÎÄ-168-1;

ÖÊÎÄ-178-1;

ÖÊÎÄ-194-1;

 

ÖÊÎÄ-168-1-ÎÒÒÌ;

ÖÊÎÄ-178-1-ÎÒÒÌ;

ÖÊÎÄ-194-1-ÎÒÒÌ;

 

ЦКОД-168-1-ОТТГ

ЦКОД-178-1-ОТТГ

ЦКОД-194-1-ОТТГ

Условный   диаметр   клапана,

168

178

194

мм Максимальное   рабочее   дав-

15

15

15

ление, МПа

 

 

 

Максимальная        допустимая

200

200

200

температура, °С

 

 

 

Диаметр шара, мм

76

76

76

Диаметр отверстия в дроссе-

14

20

20

ле, мм

 

 

 

Наружный  диаметр  клапана,

188

198

216

мм

 

 

 

Длина клапана, мм

344/370*

325/368

318/330

Масса клапана, кг

24,4/25,8*

29,5/30,7

32/33,7

Клапаны обратные*В знаменателе приведены значения параметров клапанов с резьбой ОТТГ.

Клапаны обратныеТаблица   13.11

Параметры обратных клапанов ЦКОД-2

 

 

 

 

Цифр клапана

 

 

 

ÖÊÎÄ-219-2;

ÖÊÎÄ-245-2;

ÖÊÎÄ-237-2;

 

 

Параметр

ÖÊÎÄ-219-2-

ÖÊÎÄ-245-2-

ÖÊÎÄ-273-2-

ÖÊÎÄ-292-2;

ÖÊÎÄ-324-2;

 

ОТТМ;

ОТТМ;

ОТТМ;

ÖÊÎÄ-292-2-

ÖÊÎÄ-324-2-

 

ÖÊÎÄ-219-2-

ÖÊÎÄ-245-2-

ÖÊÎÄ-273-2-

ОТТМ

ОТТМ

 

ОТТГ

ОТТГ

ОТТГ

 

 

Условный      диаметр

219

245

273

292

324

клапана, мм

 

 

 

 

 

Максимальное   рабо-

10

10

7,5

7,5

7,5

чее давление, МПа

 

 

 

 

 

Наружный    диаметр

245

270

299

324

351

клапана, мм

 

 

 

 

 

Длина клапана, мм

318/350*

365/420

340/387

345

350

Масса клапана, кг

39/41,5*

57,2/58,6

58,6/60

66,3

76,5

Продолжение  табл. 13.11

 

 

 

 

Цифр клапана

 

 

Параметр

ÖÊÎÄ-340-2;

 

 

 

 

 

ÖÊÎÄ-340-2-ОТТМ

ÖÊÎÄ-351-2

ÖÊÎÄ-377-2

ÖÊÎÄ-407-2

ÖÊÎÄ-426-2

Условный      диаметр

340

351

371

407

426

клапана, мм

 

 

 

 

 

Максимальное   рабо-

7,5

5,0

5,0

5,0

5,0

чее давление, МПа

 

 

 

 

 

Наружный    диаметр

365

376

402

432

451

клапана, мм

 

 

 

 

 

Длина клапана, мм

350

365

370

374

380

Масса клапана, кг

82

86,4

96

105

115

Клапаны обратные*В знаменателе приведены значения параметров клапанов с резьбой ОТТГ.

на бурильных трубах, внутренний диаметр которых меньше диаметра шара, последний сбрасывают в колонну перед соединением бурильных труб с секцией. В этом случае последнее самозаполнение колонны с жидкостью исключается.

Верхняя часть клапана внутри имеет опорную торцовую поверхность, которая выполняет функцию стоп-кольца для остановки разделительной цементировочной пробки. Установки упорных колец не требуется.

В шифрах обратных клапанов встречаются аббревиатуры ОТТМ, что означает, что применена трапецеидальная резьба, и ОТТГ — высокогерме­тичное соединение; в клапанах без таких обозначений используется тре­угольная резьба.

Клапаны для обсадных колонн диаметрами 219 — 426 мм рассчитаны на применение при температурах, не превышающих 130 °С, но по технически обоснованному требованию потребителя могут быть изготовлены (до диа­метра 340 мм включительно) на максимальную допустимую температуру 200 °С. Диаметр шара этих клапанов 76 мм, минимальный диаметр проход­ного сечения в диафрагме 60 мм, диаметр отверстия в дросселе 20 мм, мак­симальный расход жидкости через клапаны 60 л/с.

Номенклатура специальных тампонажных цементов

Большинство специальных тампонажных цементов (табл. 14.3) разра­ботано в б. ВНИИКРнефти, а их выпуск освоен Константиновским и Иль-ским заводами утяжелителей.

Шлакопесчаные цементы совместного помола в зависимости от назна­чения выпускают двух видов: ШПЦС-120 и ШПЦС-200. Цемент ШПЦС-120 отличается от ШПЦС-200 повышенной активностью за счет добавки порт­ландцемента.

Утяжеленные цементы подразделяются в зависимости от назначения и плотности получаемого из них раствора. По назначению они делятся на утяжеленные цементы для нормальных и умеренных температур (УЦГ-1, УЦГ-2) и для повышенных и высоких (УШЦ1-120, УШЦ2-120, УШЦ1-200, ÓØÖ2-200).

Шифры цементов: ШПЦС — шлакопесчаный цемент совместного по-

Таблица   14.3

Основная характеристика специальных тампонажных цементов

 

 

Водоцемент-

Растекаемость

Плотность

Температурные пределы

Марка цемента

ное отноше-

по конусу

(средняя),

применения, °С

 

ние

АзНИИ, см

г/см2

рекомендуемые

допустимые

ØÏÖÑ-120

0,45

18-20

1,8-1,83

15040-160

40-160

ØÏÖÑ-200

0,4

18-20

1,78-1,83

150-250

150-250

УЦГ-1

0,35

20-21

2,06-2,15

20-100

20-100

УЦГ-2

0,32

20-21

2,16-2,3

20-100

20-100

ÓØÖ1-120

0,35

19-22

2,06-2,15

100-150

40-160

ÓØÖ2-120

0,32

19-20

2,16-2,3

15040-160

40-160

ÓØÖ1-200

0,35

20-23

2,06-2,15

15150

100-250

ОЦГ

0,95-1,05

20-24

1,4-1,5

30-120

30-120

мола, УЦГ — утяжеленный тампонажный цемент, УШЦ — утяжеленный шлаковый цемент. Первая цифра (1 и 2) после буквенного обозначения указывает на вид цемента в зависимости от плотности получаемого из них раствора. Плотность раствора цементов первого вида (УЦГ-1, УШЦ 1-120, УШЦ 1-200) составляет 2,06-2,15 г/см3, второго (УЦГ-2, УШЦ2-120, УШЦ2-200) — 2,16 — 2,3 г/см3. Последнее число в шифре цементов обозначает температуру испытания цемента по техническим условиям. Так, цементы ШПЦС-120, УШЦ1-120 и УШЦ2-120 испытывают при температуре 120 °С и давлении 40 МПа; ШПЦС-200, УШЦ 1-200 — при 200 °С и давлении 60 МПа, цементы УЦГ-1 и УЦГ-2 — при температуре 75 °С и атмосферном давлении.

Специальные тампонажные цементы изготовляют совместным измель­чением вяжущей основы, утяжеляющей, активизирующей и других доба­вок или раздельным измельчением с последующим смешением указанных компонентов.

Специальные цементы отличаются от применяемых тампонажных сме­сей однородностью гранулометрического состава, повышенными физико-механическими свойствами, высокой термостойкостью; при их использова­нии исключается необходимость приготовления сухой смеси в промысло­вых условиях.

Перед каждым цементированием проводят лабораторные испытания проб цемента для уточнения рецептуры тампонажного раствора.

В б. ВНИИКРнефти разработаны облегченные шлаковые магнезиаль­ные цементы. В качестве вяжущего вещества использован доменный ос­новной шлак Константиновского завода, облегчающая добавка — палыгор-скит. Цемент ОШЦ-220 — это смесь шлака с палыгорскитом в соотноше­нии 4:1, ОШЦ-120 — та же смесь с добавкой 1,5 % портландцемента к мас­се смеси. Пределы прочности камня из цементов ОШЦ-200 и ОШЦ-120 приведены ниже.

Время òâåðäåíèÿ îáðàçöà, ñóò…………………………………………     2       3        90        180        270       360

Предел прочности на сжатие, МПа, образцов цемента:

ÎØÖ-120……………………………………………………………….     0,7     7,4      8,6       9,5         9,8        13,1

ÎØÖ-200……………………………………………………………….     0       2,6     4,7       4,9         5,7        6,4

Облегченные шлаковые цементы на основе гранулированного домен­ного шлака и палыгорскита устойчивы против магнезиальной коррозии, термостойки и могут быть рекомендованы для изоляции соленасыщенных водоносных горизонтов, а также отложений бишофита и карналлита в нефтяных и газовых скважинах при высоких температурах и давлениях. Для повышения начальной прочности цементного камня и регулирования сроков схватывания раствора рекомендуется увеличить количество порт­ландцемента до 5—10 % и ввести жидкость затворения КМЦ-500 в количе­стве 0,3 — 0,5 % от массы сухой смеси. В качестве среды затворения может быть рекомендован только насыщенный раствор хлорида магния.