Материал: Трубы нефтяного сортамента

Конструкция универсального разъединителя для спуска потай­

ных колонн внутри промежуточной колонны на бурильных трубах

приведена на рис. 9.8, а размеры - ~ табл. 9.8.

Разъединитель для спуска потаиных колонн состоит IIЗ ниппе­

ля и муфты, соединенных между собой трапецеидальной резьбой

крупного шага с левыМ направлением нарезки.

Верхний конец ниппеля разъединителя имеет внутреннюю пра­

вую замковуЮ резьбу, куда ввинчивается ниппель замка буриль­

ной колонны. Нижний конец муфты разъединителя имеет внутрен­ нюю правую резьбу обсадной трубы, IB ,которую ввинчивается верх­

ний конец ПQ;сл,едней сверху трубы потайной обсадной колонны.

е помощью универсальных разъединителей можно спускать

потайную обсадную колонну, зацементировать ее при помощи

двухсекционной разделительной пробки, установить на верхнем

конце колонны герметизирующее устройство (Герус) и при необхо­

димости в последующем наращивать эту КОЛОННУ дО устья сква-

жины.

Упрощенная и облегченная конструкция разъединителей приве-

дена на рис. 9.9, а размеры - в табл. 9.9.

Разъединители некоторых типоразмеров ИЗГОТОВЛЯЮТСЯ ПО

«(Азернефтемашремонт».

Практика использования универсальных разъединителе!"! с ле­ вой резьбой показала, что имеются случаи заедания резьбы при

отсоединении бурильных труб от спущенной потайной колонны. Это

в основном связано с тем, что не всегда удается разгрузить пере­

водник от осевых нагрузок, что является необходимым условием

для надежного отвинчивания разъединителя.

Во избежание подобных осложнений АзНИПИнефтью разрабо­ тана конструкция безрезьбового разъединителя для спуска потай­

ных колонн диаметром 219 мм-«Бераз-219М», основанная на прин­ ципе штекерного соединения. Конструкциябезрезьбового разъеди­

нителя «Бераз-:219М» представленанарис.9.10.0н 'состоит из кор-

241

Потайная колонна отсоединяется следующим образом. После закачки 'необходимого объема тампонажного цементного раствора

вцементировочную головку устанавливают верхнюю секцию двух­

секционной разделительной пробки и непосредственно над ней шар 9. Затем закачивают продавочную жидкость. Верхняя секция разделительной пробки проходит через внутренний канал

золотника и садится на нижнюю секцию, предварительно ус­

тановленную в верхней части потайной колонны. Шар садится в

гнездо золотника, перекрывает его отверстие, под действием по­ вышцющегося давления продавочной жидкости происходит срез

шпилек 10 и золотник вместе со шпонками и втулкой перемеща­

ется вниз до упора, освобождая соединитель. В дальнейшем

продавочная жидкость прокачивается через отверстия, располо­

женные в нижней части золотника над шаром, до получения сиг­

нала «стоп».

Не разгружая потайную колонну на забой, производят обрат­

ную промывку ствола скважины для вымывания излишнего це­

ментного раствора через переводник для обратной промывки, ус­ танавливаемый непосредственно над безрезьбовым разъедините­ лем, и скважину оставляют на затвердение цемента. По истечении времени твердения цементного раствора колонна бурильных труб

разгружается и соединитель под действием спиральных пружин

садится на сердечник, освобождая тем самым потайную колонну.

242

После этого переводник, сердечник, узел золотника, шар и узел

соединителя извлекаются из скважины.

Разъединитель «Бераз-219М» изготовляется ПО «Азернефте­ машремонт» по ТУ 39-045-74.

Герметизирующее устройство Герус

При бурении нефтяных и газовых скважин с целью экономии

обсадных труб часто спускают потайные обсадные колонны. При такой конструкции скважины через кольцевое пространство, обра­

зованное верхней частью потайной колонны и предыдущей колон­

ной, могут проникать пластовые газы и воды или, наоборот, про­

мывочная жидкость может уходить в пласт.. Цементная оболочка

должна предотвратить эти явления, но, как показала практика.

цемент не всегда создает должную герметизацию.

С целью устранения этих явлений АзНИПИнефтью предложе­

ны способ герметизации межтрубного пространства и устройство

для его осуществления, которые получили широкое распростране­

ние. Герметизирующее устройство Герус, конструкция которого

приведена на рис. 9.11, состоит из трубчатого корпуса 1, на кото­

ром смонтирован набор резиновых самоуплотняющих манжет 2.

Для герметичности Герус,а как а

при пластовых п.роявлениях, так

ипри поглощениях резиновые

манжеты попарно направлены

раструбами в Iпротивоположные l;

стороны. Для создания ~лавного J_I1l:«t~

пе,реход,а от предыдущеи колон­

ны к потайной :верхний конец

корпуса снабжен воронкой 3, а

для Iприсоединения . Геруса к

разъединителю потайной 'колон- 2

ны нижний конец его снабжен

резьбоЙ и гладким цилиндричес-

Для предохранения резино'вых

манжет от разрушения при спус­

ке в окважину на них надет тон­

костенный кожух 4, КОТОРЫЙ при

подъеме бурильной колонны с них

243

Назначение Геру'са - герметизация межтрубного пространства

в месте перехода 299-мм промежуточной колонны к 219-мм по­ тайной. Максимальный перепад давления снизу вверх и сверху

вниз 25 МПз.

Кольцо упорное

Кольцо упорное предназначено для остановки заливочной проб­

ки на заданной глубине скважины при ее цементировании. Кольца

изготовляются в соответствии с техническими условиями ТУ

26-02-245-70 из серого чугуна.

Разыеры обсадных колонн и соответствующих упорных колец приведены в табл. 9.10 и на рис. 9.12.

Колонные головки

Д.1Я обвязки обсадных колонн на устье нефтяных и газовых

скважин применяются разработанные АзИНМАШем колонные го­

ловки с клиновыми подвесками типа окк. Типы и основные пара­

метры колонных головок оговорены отраслевым стандартом Ми­ нистерства химического и· нефтяного машиностроения ОСТ

26-02-775-73 «Головки колонные. Типы и основные параметры», а

серийное производство их осуществляется заводом им. Л. Шмидта в соответствии с указанным ОСТ и техническими условиями ТУ

26-02-579-74 «Оборудование для обвязки обсадных колонн типа окк. Технические условия».

Оборудование для обвязки обсадных колонн типа ОКК (колон­ ные го.10ВКИ) в целом состоит из нескольких самостоятельных сек­ ций (рис. 9.l3):

ГКН - головки колонной нижней 3, присоединяемой непосред­ ственно I{ первой обсадной колонне 1 и состоящей из корпуса, кли­

новой подвески и пакера;

ГКП - головок колонных промежуточных 4, 5, устанавливае­

мых на нижерасположенную головку и состоящих из корпуса, под­

вески, пзкера, съемного направления долота и нижнего пакера.

Ко.1ичество промежуточных головок определяется числом об­ вязываемых обсадных колонн 2.

Перечень типоразмеров и основные параметры головок даны

В табл. 9.l1.

Условное обозначение оборудования для обвязки обсадных ко­

лонн типа ОКК состоит из сочетания букв ОКК - шифр оборудо­

вания; индексов к шифру 1, 2 или 3, указывающих количество про­

межуточных колонных головок; чисел 21, 35 или 70 - рабочее дав­ л'ение, МПа, выдерживаемое верхней щромежуточной головкой;

последующих трехзначных чисел - условные диаметры обвязыва­ емых обсадных колонн; индекса К2 - указывает на высокую кор­ розионную устойчивость материала колонных головок в среде, со­ держащей до 6% сероводорода и углекислого газа по объему.

244

Соединение нижней колонной головки с обсадной колонной мо­ жет осуществляться с помощью резьбы или сварки.

Колонные подвески могут быть выполнены клиновыми 'или же

муфтовыми, в которых колонны труб подвешиваются на резьбе.

На корпусах колонных головок предусматриваются два соос­ ных боковых отвода с условным проходом 50 мм, необходимых для 8ыполнения технологических операций. В нижнем фланце проме­

жуточных колонных головок имеется устройство для опрессовки фланцевого соединения.

245