Способ установки хвостовика обсадной колонны в скважине

Предложение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам подвешивания обсадных колонн при креплении нефтяных и газовых скважин, как вертикальных, так и наклонных. Включает спуск хвостовика с подвеской в скважину, установку хвостовика на подвеске, выполненной с ребрами для заклинивания в заданном по кавернометрии участке скважины, цементирование, отсоединение бурильных труб, промывку ствола выше хвостовика, подъем бурильных труб сразу после цементирования и ожидание твердения цемента. При этом подвеску, изготовленную из продольно-гофрированной трубы большего диаметра, чем внутренний диаметр скважины, располагают на нижнем конце хвостовика. Снизу подвески размещают башмак из легкоразбуриваемого материала с тарированным отверстием, позволяющим расширить гофрированную трубу подвески до прижатия ее ребер к стенке скважины перепадом давления, создаваемым прокачкой через это отверстие жидкости с определенным расходом. При этом диаметр трубы и количество гофр подвески выбирают такими, чтобы после ее расширения оставались наружные продольные каналы, достаточные для прокачивания цемента, а внутри - канал, достаточный для прохода скважинного оборудования. Обеспечивает надежную установку хвостовика обсадной колонны любой длины при диаметре скважины, отличающемся от расчетного, и герметичном разобщении заколонного пространства. 2 ил.

 

Предложение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам подвешивания обсадных колонн при креплении нефтяных и газовых скважин, как вертикальных, так и наклонных.

Известен способ установки хвостовика обсадной колонны в скважине (патент РФ №1813171, МПК E21B 43/10, бюл. №16 от 30.04.93), включающий спуск хвостовика в скважину, установку его верхней части в нижнем конце предыдущей обсадной колонны и промывку скважины, причем с целью повышения эффективности способа за счет упрощения технологии, снижения материальных затрат и ускорения процесса строительства скважины перед спуском хвостовика в скважину по меньшей мере одну из его труб в верхней части обсадной колонны профилируют с образованием на ней по меньшей мере двух диаметрально противоположных продольных гофр и цилиндрических концов с присоединительными резьбами, а после спуска хвостовика и промывки скважины создают избыточное давление в полости хвостовика и выправляют спрофилированную трубу до полного прижатия ее стенок к стенкам нижнего конца предыдущей обсадной колонны.

Недостатки способа заключаются:

- в сложности обеспечения герметичности разобщения заколонного пространства хвостовика;

- в материальных и временных затратах на фрезерование нижней части предыдущей обсадной колонны и развальцовывание профильной трубы;

- в сложности технологии цементирования хвостовика;

- в невозможности повторного развальцовывания профильной трубы после цементирования, так как зазоры, остающиеся между профильной трубой и стенками обсадной колонны (скважины), заполнены затвердевшим цементным раствором.

Наиболее близким по сущности является способ установки хвостовика обсадной колонны в скважине (патент РФ №2167273, МПК E21B 43/10, бюл. №14 от 20.05.2001), 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, причем перед спуском хвостовика с подвеской в скважину прорезают окно в обсадной колонне с последующим бурением бокового ствола, в который спускают хвостовик с подвеской, выполненной 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.

Недостатки способа заключаются:

- в невозможности заклинивания подвески при большем диаметре бокового ствола, чем расчетный;

- при меньшем диаметре бокового ствола скважины, чем расчетный возможно недохождение хвостовика до заданного интервала установки;

- в ненадежной фиксации подвески, так как для срабатывания отсоединительного устройства необходимо приподнимать бурильные трубы, при этом не происходит заклинивания подвески.

Технической задачей предложения является создание способа, обеспечивающего:

- надежную установку хвостовика любой длины;

- герметичное разобщение заколонного пространства хвостовика.

Техническая задача решается описываемым способом установки хвостовика обсадной колонны в скважине, включающим спуск хвостовика с подвеской в скважину, установку хвостовика на подвеске, выполненной с ребрами для заклинивания в заданном по кавернометрии участке скважины, цементирование, отсоединение бурильных труб, промывку ствола выше хвостовика, подъем бурильных труб сразу после цементирования и ожидание твердения цемента.

Новым является то, что подвеску, изготовленную из продольно-гофрированной трубы большего диаметра, чем внутренний диаметр скважины, располагают на нижнем конце хвостовика, причем снизу подвески размещают башмак из легкоразбуриваемого материала с тарированным отверстием, позволяющим расширить гофрированную трубу подвески до прижатия ее ребер к стенке скважины перепадом давления, создаваемым прокачкой через это отверстие жидкости с определенным расходом, при этом диаметр трубы и количество гофр подвески выбирают такими, чтобы после ее расширения оставались наружные продольные каналы, достаточные для прокачивания цемента, а внутри - канал, достаточный для прохода скважинного оборудования.

На фиг.1 изображена схема хвостовика обсадной колонны перед установкой.

На фиг.2 изображена схема хвостовика обсадной колонны после установки.

Хвостовик обсадной колонны 1 (см. фиг.1) содержит подвеску 2, изготовленную из продольно-гофрированной трубы большего диаметра, чем внутренний диаметр скважины, расположенную на нижнем конце хвостовика, причем снизу подвески 2 размещают башмак 3 из легкоразбуриваемого материала с тарированным отверстием 4, позволяющим расширить гофрированную трубу подвески 2 до прижатия ее ребер 5 к стенке скважины 6 перепадом давления, создаваемым прокачкой через это отверстие жидкости с определенным расходом.

Способ осуществляют в следующей последовательности.

Хвостовик 1 спускается на бурильных трубах 7 в заданный интервал установки, затем в него подается промывочная жидкость с определенным расходом. При прохождении промывочной жидкости через отверстие 4 башмака 3 создается перепад давления между внутритрубным и затрубным пространствами хвостовика, что приводит к расширению гофрированной подвески 2 до прижатия ее ребер 5 к стенкам скважины 6. Затем в заколонное пространство хвостовика через бурильные трубы 7 и отверстие 4 подается цементный раствор. Благодаря тому что диаметр трубы и количество гофр 8 (см. фиг.2) подвески 2 выбирают такими, чтобы после ее расширения оставались наружные продольные каналы 9, подъем цемента осуществляется через эти достаточные для прокачивания цемента каналы 9 и производится отворот бурильных труб 7 от хвостовика 6, нижняя часть которого удерживается в неподвижном состоянии за счет сил трения ребер 5 подвески 2 о стенки скважины. После чего промывкой вымываются остатки цементного раствора выше верхней трубы хвостовика и бурильные трубы поднимаются из скважины. Благодаря диаметру трубы и выбранному количеству гофр 8 подвески 2 обеспечивается внутренний канал 10, достаточный для прохода скважинного оборудования.

Преимущество предлагаемого способа заключается в надежной установке хвостовика обсадной колонны любой длины при диаметре скважины, отличающемся от расчетного, и герметичном разобщении заколонного пространства.

Способ установки хвостовика обсадной колонны в скважине, включающий спуск хвостовика с подвеской в скважину, установку хвостовика на подвеске, выполненной с ребрами для заклинивания в заданном по кавернометрии участке скважины, цементирование, отсоединение бурильных труб, промывку ствола выше хвостовика, подъем бурильных труб сразу после цементирования и ожидание твердения цемента, отличающийся тем, что подвеску, изготовленную из продольно-гофрированной трубы большего диаметра, чем внутренний диаметр скважины, располагают на нижнем конце хвостовика, причем снизу подвески размещают башмак из легкоразбуриваемого материала с тарированным отверстием, позволяющим расширить гофрированную трубу подвески до прижатия ее ребер к стенке скважины перепадом давления, создаваемым прокачкой через это отверстие жидкости с определенным расходом, при этом диаметр трубы и количество гофр подвески выбирают такими, чтобы после ее расширения оставались наружные продольные каналы, достаточные для прокачивания цемента, а внутри - канал, достаточный для прохода скважинного оборудования.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к бурению и ремонту нефтяных и газовых скважин, в частности для изоляции зон осложнения бурения скважин. .

Изобретение относится к области строительства и эксплуатации нефтяных и газовых скважин, в частности к устройствам, предназначенным для крепления вертикальных и наклонно-направленных стволов скважин хвостовиками обсадных колонн и герметизации заколонного пространства хвостовиков.

Изобретение относится к устройствам заканчивания скважин. .

Изобретение относится к области строительства и эксплуатации нефтяных и газовых скважин и может быть применено для крепления вертикальных и наклонно-направленных стволов скважин хвостовиками обсадных колонн и герметизации заколонного пространства хвостовиков.

Изобретение относится к нефтяной промышленности, а именно к способу строительства скважины. .

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к бурению и капитальному ремонту скважин, и предназначено для изоляции зон осложнений установкой расширяемых труб в скважине.

Изобретение относится к области оборудования для добычи нефти и газа и может быть применено при установке хвостовиков обсадных колонн в нефтяных или газовых скважинах.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к технологии бурения дополнительного ствола из эксплуатационной колонны скважины. .

Изобретение относится к области сооружения газовых скважин на месторождениях и подземных хранилищах природного газа, попутного нефтяного газа, гелия, углекислого и других газов и может быть использовано при цементировании газовых скважин
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при строительстве скважины малого диаметра в сложных породах

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности и может быть использовано для забуривания боковых стволов (БС) из ранее пробуренных обсаженных скважин и их крепления с созданием герметичного соединения дополнительных стволов с основным. При осуществлении способа забуривают и крепят основной ствол до проектной глубины, после чего расширяют ствол вырезанием интервала обсадной колонны основного ствола с получением верхней и нижней частей основного ствола. Производят цементирование интервала расширения, разбуривание цемента в интервале расширения с созданием сообщения верхней и нижней частей основного ствола с одновременным расширением диаметром, превышающим внутренний диаметр обсадной колонны на толщину стенки длинного элемента опорной плиты. Забуривают дополнительный ствол с установкой съемного клина-отклонителя. Извлечение клина-отклонителя производят до спуска опорной плиты, которую ориентируют во время спуска в скважину по геофизическим приборам, устанавливают и герметично фиксируют расширением так, чтобы боковое ответвление опорной плиты было размещено в дополнительном стволе. Позволяет производить строительство дополнительных стволов из обсаженных эксплуатационной колонной скважин с сохранением проходного сечения основного ствола без значительного уменьшения диаметра дополнительного ствола. 6 ил.

Группа изобретений относится к области бурения и капитального ремонта нефтяных и газовых скважин и может быть использована для забуривания боковых стволов из ранее пробуренных обсаженных скважин и их крепления с созданием герметичного соединения дополнительных стволов с основным. Осуществляют бурение и крепление основного ствола до проектной глубины, расширение ствола - вырезанием интервала обсадной колонны основного ствола с получением верхней и нижней частей основного ствола. Цементируют интервал расширения, после чего разбуривают цемент в интервале расширения. Производят забуривание дополнительных стволов и осуществляют спуск опорной плиты, которую ориентируют, устанавливают и герметично фиксируют расширением так, чтобы боковые ответвления плиты были размещены в соответствующих дополнительных стволах. Опорная плита включает два герметично соединенных полых элемента, один из которых длиннее другого, выполненных с возможностью расширения. При этом короткий элемент изготовлен в виде первого ответвления под дополнительный ствол. Причем длинный элемент оснащен как минимум одним дополнительным ответвлением, аналогичным первому. Ответвления размещены на разных уровнях длинного элемента и выполнены разнонаправленными. Способ позволяет производить строительство многозабойных скважин из обсаженных эксплуатационной колонной скважин без значительного уменьшения диаметра основного и дополнительного стволов. 2 н.п. ф-лы, 6 ил.

Изобретение относится к горной промышленности и, в частности, к области строительства скважин. Техническим результатом изобретения является упрощение и повышение эффективности способа заканчивания строительства скважины. Сущность изобретения: способ включает бурение ствола скважины в продуктивном пласте и зумпфа в его подошве, расширение ствола в интервале продуктивного пласта без промывки скважины с удалением шлама разбуренной породы в зумпф, частичное заполнение ствола после его расширения фильтрующей массой, спуск в скважину на колонне насосно-компрессорных труб хвостовика с щелевыми перфорационными каналами, выполнение гидравлического разрыва продуктивного пласта и вызов притока пластового флюида в скважину. Согласно изобретению бурение ствола скважины и зумпфа осуществляют из-под башмака обсадной колонны. Перед спуском в скважину к нижнему концу хвостовика присоединяют механический якорь и заглушку, а к верхнему концу - упругую самоуплотняющуюся манжету с размещенным снаружи нее съемным кожухом. Нижнюю часть колонны насосно-компрессорных труб - НКТ оборудуют пакером и нагнетательным патрубком, у которого заглушен нижний конец. Нагнетательный патрубок связан со съемным кожухом. Перед выполнением гидравлического разрыва продуктивного пласта механический якорь закрепляют в зумпфе, а пакер устанавливают в обсадной колонне. При этом частичное заполнение ствола фильтрующей массой выполняют в процессе продавки жидкости разрыва с расклинивающим материалом в продуктивный пласт. После завершения процесса продавки последовательно осуществляют срыв пакера в обсадной колонне, осевое перемещение колонны НКТ в направлении снизу-вверх для освобождения упругой самоуплотняющейся манжеты от съемного кожуха и последующее извлечение на поверхность. 4 з.п. ф-лы, 8 ил.

Изобретение относится к разработке месторождений высоковязкой нефти при вскрытии пластов паронагнетательными горизонтальными скважинами. Способ включает бурение горизонтальной скважины, спуск эксплуатационной колонны со скважинным фильтром со срезаемыми пробками в отверстиях и пакерами. В процессе бурения определяют фильтрационно-емкостные характеристики, делят ствол скважины на зоны, которые отличаются фильтрационно-емкостными характеристиками в 1,5-1,6 раза, подбирают площадь проходных сечений отверстий фильтра и их количество для каждой зоны. На устье фильтр внутри оснащают срезной воронкой, а снаружи - водонабухающими пакерами, спускают в скважину колонну и устанавливают фильтр, чтобы водонабухающие пакеры находились на границах зон пласта с различающимися характеристиками. Производят крепление колонны, на устье собирают компоновку снизу вверх: магнитный ловитель, толкатель, жесткий центратор с переточными каналами. Спускают компоновку в скважину до упора толкателя в срезную воронку, разгружают колонну труб, перемещают срезную воронку до упора в первый ряд срезаемых пробок, полностью разгружают колонну труб на воронку и разрушают первый ряд срезаемых пробок. Перемещают колонну труб от устья к забою и разрушают следующий ряд пробок с фиксацией их на магнитном ловителе. Вновь полностью разгружают колонну труб на воронку и разрушают оставшиеся ряды пробок, извлекают колонну труб с компоновкой. Изолируют отверстия в нижнем периметре фильтра. Повышается качество вскрытия пласта, сокращается время установки фильтра. 4 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к конструкциям скважин с горизонтальным стволом. Конструкция скважины включает эксплуатационную колонну с герметичными разобщителями интервалов пласта горизонтального ствола и перфорационными отверстиями между разобщителями. Эксплуатационная колонна снабжена втулками с меньшим, чем у нее внутренним диаметром и гладкой некорродируемой внутренней поверхностью. Внутри эксплуатационной колонны размещен перфорированный хвостовик с полыми ниппелями, спускаемый на колонне лифтовых труб и выполненный с возможностью продольного перемещения. Ниппели выполнены с возможностью герметичного взаимодействия с внутренней поверхностью втулок. Втулки могут быть размещены на одинаковом расстоянии друг от друга. Повышается надежность, упрощается конструкция. 1 з.п. ф-лы, 2 ил.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при заканчивании скважины с горизонтальным стволом. Техническим результатом является повышение продуктивности скважины. Предложен способ заканчивания скважин с горизонтальным стволом, включающий бурение скважины с горизонтальным стволом, спуск эксплуатационной колонны в горизонтальную часть скважины со стоп-кольцом на конце до упора в забой, закачку цементного раствора в затрубное пространство, проведение технологической выдержки на ожидание затвердения цемента, разбуривание стоп-кольца, бурение горизонтального ствола малого диаметра из обсадной колонны и освоение скважины. При этом бурение горизонтального ствола малого диаметра из обсадной колонны производят с применением промывочной жидкости плотностью от 1,20 до 1,25 г/см3. Причем промывочную жидкость прокачивают с расходом 18-21 л/с при давлении на устье скважины 8-10 МПа. Интервал от конца эксплуатационной колонны до забоя прорабатывают долотом, одновременно промывают скважину промывочной жидкостью плотностью от 1,20 до 1,25 г/см3, промывочную жидкость прокачивают с расходом 18-21 л/с при давлении на устье скважины 8-10 МПа. По эксплуатационной колонне спускают фильтрованную колонну труб малого диаметра и перекрывают интервал от забоя до эксплуатационной колонны с частичным перекрытием конца эксплуатационной колонны, оставляют фильтрованную колонну в интервале продуктивного пласта скважины. 2 з.п. ф-лы.

Вибрационное устройство содержит удлиненный корпус, наружную удлиненную компоновку, установленную коаксиально в корпусе и выполненную с предотвращением вращения и с возможностью возвратно-поступательного продольного перемещения относительно обсадной колонны, внутреннюю удлиненную компоновку, установленную коаксиально в наружной удлиненной компоновке и выполненную с возможностью пропуска текучей среды в продольном направлении части вибрационного устройства и имеющую группу магнитов, расположенных коаксиально и продольно в указанной компоновке, и расположенную в группе магнитов наружной удлиненной компоновки на расстоянии от нее и коаксиально с ней. Каждый магнит внутренней удлиненной компоновки имеет единственный полюс в группе со смешанными или не смешанными полюсами, обращенный наружу. Внутренняя или наружная удлиненные компоновки выполнены с возможностью вращения под действием привода относительно другой удлиненной компоновки, обеспечивая возвратно-поступательное относительное перемещение между внутренней и наружной удлиненными компоновками в результате многочисленных магнитных взаимодействий в удлиненном кольцевом пространстве между группами магнитов. Обеспечивается увеличение гидравлической мощности на скважинном инструменте. 15 з.п. ф-лы, 15 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к добыче газа при эксплуатации морских и шельфовых месторождений, включая и арктическую зону. Технический результат - повышение производительности и увеличение добычи газа за счет расширения зоны дренирования продуктивного пласта и повышение информативности о добыче газа из основного и бокового стволов. Конструкция скважины содержит пробуренный с береговой зоны основной ствол с вертикальным участком, наклонно направленным участком и горизонтальным участком, оканчивающимся в продуктивном пласте. Верхняя часть основного ствола скважины оснащена техническими колоннами и размещенной в них эксплуатационной колонной. При этом для эксплуатации скважина оборудована составной лифтовой колонной. Вертикальный участок основного ствола проложен до уровня дна моря. Наклонно направленный участок основного стола выполнен с отклонением от вертикали в диапазоне до 80 градусов. Горизонтальный участок проложен под дном моря с длиной, обеспечивающей вскрытие продуктивного пласта залежи шельфового месторождения в требуемой проектной точке. Окончание горизонтального участка основного ствола проложено вдоль продольной оси залежи шельфового месторождения в горизонтальном направлении параллельно кровле продуктивного пласта, перпендикулярно горизонтальному участку и выше газоводяного контакта. В основном стволе перед окончанием основного ствола по тому же продуктивному пласту проложен горизонтально боковой ствол, направленный в диаметрально противоположном направлении от окончания горизонтального участка основного ствола. Окончание горизонтального ствола и боковой ствол оснащены хвостовиками-фильтрами. Составная лифтовая колонна снабжена подземным скважинным оборудованием. Скважина оснащена расположенными в окончании горизонтального участка основного ствола и в боковом стволе встроенными расходомерами и скважинными камерами с датчиком давления и температуры, а фонтанная арматура колонной головки скважины снабжена исполнительными механизмами, выполненными с возможностью управления. 1 з.п. ф-лы, 3 ил.

Способ установки хвостовика обсадной колонны в скважине

Наверх