Верхняя обсадная труба

Cтраница 4

После подвески на устье скважины обсадную колонну подвергают осевому натяжению усилием, величину которого определяют расчетным путем в соответствии с инструкцией. При выполнении работ по оборудованию устья скважины не следует допускать: приваривания ложной муфты на верхнюю обсадную трубу, исключая случаи аварийных ситуаций, связанных с прихватом обсадных колонн или других осложнений; вторичного цементирования межколонного пространства или установки цементных сальников в приустьевой части скважины с оставлением незацементированных нижележащих интервалов. [46]

Перед цементированием секции или хвостовика, спущенного в заданный интервал скважины, осуществляют их глубинную подвеску на клиньях или упоре, после чего бурильные трубы отсоединяют от обсадных и проверяют герметичность внутренних пакерующих элементов разъединителя посредством промывки скважины. При этом категорически запрещается поднимать бурильные трубы ( после отсоединения их от обсадных) более чем на длину стыковочного патрубка, во избежание выхода пакера из верхней обсадной трубы спущенной секции. [47]

Верхняя часть пробки имеет два самоуплотняющихся резиновых элемента, пригуммированных к чугунному стержню. Конструкция нижней части пробки ( рис. 41, в, г) аналогична пробке типа ПП, за исключением ее верхнего участка, который представляет собой седло из алюминия, ввинчиваемое сверху в пробку; нижнюю секцию пробки подвешивают на торце верхней обсадной трубы с помощью штифтов, вставляемых в боковые отверстия фланца седла. [48]

Пакер колонных головок.| Максимальная грузоподъемность трубодержателя колонной головки.| Основные характеристики пакеров колонных головок. [49]

Герметизация межколонного пространства и фланцевого соединения осуществляется с помощью верхнего и нижнего пакеров из эластомеров или уплотнений различной конструкции. Наибольшее распространение получила конструкция пакера, приведенная на рис. 9.5. Основные размеры таких пакеров приведены в табл. 9.4. Для размещения пакеров в колонных головках предусмотрены проточки, диаметры которых приведены в табл. 9.5 и 9.6. Межпакерное пространство заполняется уплотнительным составом типа ЛЗ-162 по ТУ 38 - 101315 - 77 или Арматол-238 по ТУ 38 - 101812 - 83 через специальное отверстие в нижнем фланце и спрессовывается на расчетное давление, определяемое из условия предупреждения смятия верхней обсадной трубы, но не выше рабочего давления фланцев. [50]

Избыточное давление срезки штифтов, удерживающих нижнюю подвесную секцию пробки, должно быть в пределах 3 5 - 4 МПа. Перед цементированием секции или хвостовика, спущенного в заданный интервал скважины, осуществляют их глубинную подвеску на клиньях или упоре, после чего бурильные трубы отсоединяют от обсадных и производят проверку герметичности внутренних пакерующих элементов разъединителя посредством промывки скважины. При этом категорически запрещается поднимать бурильные трубы ( после отсоединения их от обсадных) более чем на длину стыковочного патрубка во избежание выхода пакера из верхней обсадной трубы спущенной секции. [51]

Следующей операцией является освоение скважины с целью создания условий для притока нефти. Для этого постепенно начинают уменьшать плотность глинистого раствора, разбавляя его водой ( снижать гидростатическое давление столба жидкости в скважине) до полной замены глинистого раствора на воду. При снижении давления в скважине нефть ( газ) из пласта через перфорации начинает поступать в ствол скважины, постепенно вытесняя воду, и выходит на поверхность. Чтобы сделать этот процесс безопасным и контролируемым ( особенно при аномально высоких пластовых давлениях), устье скважины плотно закрывают крышкой, прикрепленной болтами к фланцу верхней обсадной трубы. Через эту крышку в скважину пропускают эксплуатационную колонну труб, а снаружи к ней крепят систему труб и задвижек ( фонтанная арматура) и выходной штуцер, через который из скважины отбирается нефть. [52]

Страницы: 1 2 3 4