Первая промежуточная колонна

Cтраница 2

Однофланцевая колонная головка навинчивается или приваривается к выступающему концу кондуктора и служит для обвязки первой промежуточной колонны, а также герметизации межколонного пространства. В верхней части корпуса одно-фланцевой колонной головки выполнены цилиндрическая и коническая расточки, предназначенные для установки узла пакера и клиньевой подвески. [16]

Монтаж корпуса двух-фланцевой колонной обвязки.| Монтаж колонной обвязки типа ОКБ.| Посадка технической колонны через превентор в корпус колонной обвязки типа ОКБ. [17]

При падении давления определяют место утечек, устраняют дефект и вновь повторяют опрессовку, после чего приступают к бурению скважины под первую промежуточную колонну. [18]

После разбуривания цемента во второй промежуточной ко-лоппе с промывкой солевым раствором, применявшимся ранее, раствор заменяют в скважине и приемных емкостях полученным при бурении под первую промежуточную колонну или вновь приготовленным. Так как температура на забое скважины бывает более 60 С, то для обработки растворов применяют ги-пап, КССБ с пепогасптелем, окзил и другие тсрмосолсстойкие химические реагенты. [19]

На практике при сооружении скважин на термальные воды, если промежуточная колонна труб не зацементирована на высоту 300 - 600 м от устья и обсадная колонна труб не обвязана с первой промежуточной колонной, то наблюдается подъем ( удлинение) промежуточной колонны на высоту 10 - 25 см в процессе нагревания, а при восстановлении циркуляции в скважине холодной промывочной жидкостью колонна труб перемещается вниз на ту же величину. В табл. 46 приведены средние температуры нагрева и охлаждения скважин по отдельным районам страны. Частота изменения температуры в промежуточной колонне труб равна количеству спусков инструмента в скважину с восстановлением промывки в период бурения, вызова притока и опробования продуктивной зоны. [20]

Конструкции скважин. [21]

Приведенные конструкции скважин, которые преимущественно применяются на данном этапе в Карской нефтегазораз-ведочной экспедиции, имеют ряд существенных недостатков. В / варианте конструкции первую промежуточную колонну спускают на глубину, недостаточную для перекрытия всех продуктивных пластов и интервалов с низким градиентом гидроразрыва. В этом случае возможно возникновение осложнений при вскрытии первой зоны АВПД, где значительно повышается градиент начального пластового давления. Повышение давления в скважине часто приводит к гидроразрыву неперекрытого интервала между башмаком промежуточной колонны и кровлей первой зоны АВПД. Аномальные пласты групп тюменской свиты ( см. рис. 6.8) вскрывают без их разобщения, хотя по градиентам пластового давления эти интервалы технологически несовместимы. В результате наблюдаются комплексные осложнения типа газопроявлений с одновременным поглощением промывочной жидкости. [22]

Известны случаи смятия обсадных колонн от наружного давления, возникающего в результате опорожнения скважины при подъеме бурильной колонны. Такие аварии характерны для кондукторов и первых промежуточных колонн, затрубные пространства которых зацементированы не до устья. [23]

В общем случае при обвязке устья противовыбросовое оборудование мон - - тируется на колонных головках. Допускается установка противовыбросового оборудования с помощью колонного фланца на кондукторе или первой промежуточной колонне, из-под башмака которых вскрываются горизонты с пластовым давлением, равным гидростатическому или ниже его. [24]

Отечественные и зарубежные конструкции глубоких и сверхглубоких скважин, как правило, трех-пятиколонные. При этом диаметры кондукторов могут составлять 426 - 530 мм, а первых промежуточных колонн - 324 - 377 мм. Если верхние интервалы таких скважин перекрывают обсадными колоннами большого диаметра при значительных кольцевых зазорах в процессе спуска колонн, то крепление скважин последними промежуточными и эксплуатационными колоннами осуществляют при минимальных значениях кольцевых зазоров. [25]

В первой конструкции ( для глубин скважин примерно 5000 - 6500 м) применяют фундаментную колонну ( направление) диаметром 762 мм, кондуктор - 508 мм, первую промежуточную колонну - 340 мм, вторую промежуточную колонну - 178 мм. Диаметр эксплуатационной колонны обеспечивает спуск и установку двухколонных НКТ для одновременно-раздельной эксплуатации пластов. Благодаря такому сочетанию диаметров с большими зазорами между колоннами обеспечивается надежное крепление скважин. [26]

Шеффер комплектует две системы противовыбросового оборудования для морского бурения скважин - с двумя и одним блоком превенторов. Система с двумя блоками, в которой используются два отдельных комплекта превенторов диаметром 540 мм ( 539 7 мм) с рабочим давлением 14 МПа, устанавливается до спуска первой промежуточной колонны труб. По окончании бурения и спуска первой промежуточной колонны устьевое оборудование демонтируют и первый блок заменяют вторым блоком превенторов с диаметром отверстия 346 мм и рабочим давлением 35 или 70 МПа. Вторая система включает один блок превенторов значительной массы. [27]

Для обозначения колонных обвязок принята система шифрования. Полный шифр оборудования обвязки обсадных колонн условно представляется в виде ОККХ - XI - Х2ХЗХ4Х5, где ОК - оборудование обвязки колонн; 2 - подвеска клиньевая; X - число колонн, подвешиваемых на клиньях; XI - рабочее давление; Х2 диаметр эксплуатационной колонны; ХЗ - диаметр первой промежуточной колонны; Х4 - диаметр направления; Х5 - исполнение по коррозионной стойкости. [28]

Для обозначения колонных обвязок принята система шифрования. Полный шифр оборудования обвязки обсадных колонн условно представляется в виде ОККХ - Xi - Х2ХзХ4Х5, где ОК - оборудование обвязки колонн; К - подвеска клиньевая; X - число колонн, подвешиваемых на клиньях; Xi - рабочее давление; Хд - диаметр эксплуатационной колонны; Хз - диаметр первой промежуточной колонны; Х4 - диаметр направления; Хб - исполнение по коррозионно-стойкости. [29]

После спуска первой промежуточной колонны вскрывают первую зону АВПД до кровли аномальных отложений второй зоны. Максимальное пластовое давление в этом интервале достигает 34 3 МПа. Поэтому верхняя секция первой промежуточной колонны должна быть составлена из труб марки К. Вскрытый интервал с нормальным пластовым давлением перекрывают второй промежуточной колонной диаметром 0 239 м, которую рассчитывают на максимальное пластовое давление 40 МПа, встречающееся в процессе вскрытия второй зоны АВПД. [30]

Страницы: 1 2 3