что такое голова хвостовика

головка хвостовика

Смотреть что такое «головка хвостовика» в других словарях:

вращающаяся головка хвостовика — — [http://slovarionline.ru/anglo russkiy slovar neftegazovoy promyishlennosti/] Тематики нефтегазовая промышленность EN rotating liner toprotating liner top sub … Справочник технического переводчика

головка колонны-хвостовика — — [http://slovarionline.ru/anglo russkiy slovar neftegazovoy promyishlennosti/] Тематики нефтегазовая промышленность EN liner top … Справочник технического переводчика

посадочная головка — (напр. хвостовика) [http://slovarionline.ru/anglo russkiy slovar neftegazovoy promyishlennosti/] Тематики нефтегазовая промышленность EN setting head … Справочник технического переводчика

ГОСТ Р ИСО 14588-2005: Заклепки «слепые». Термины и определения — Терминология ГОСТ Р ИСО 14588 2005: Заклепки «слепые». Термины и определения оригинал документа: 2.1.3 «слепая» головка (blind head): Часть стержня «слепой» заклепки, удаленная от головки, формируемая сердечником при установке «слепой»… … Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации

КРЮК ТЯГОВЫЙ — деталь ручной винтовой упряжи, служащая для сцепления вагонов посредством стяжек и передачи тягового усилия от локомотива поездному составу. К. т. состоит из головки и хвостовика квадратного сечения у головки и круглого в остальной части. Головка … Технический железнодорожный словарь

разрывающийся вытяжной сердечник — После установки заклепки сердечник разрывается около соединения его головки и хвостовика, при этом головка и небольшая часть хвостовика сердечника могут оставаться в корпусе заклепки. [ГОСТ Р ИСО 14588 2005] Тематики крепежные изделия Обобщающие… … Справочник технического переводчика

разрывающийся вытяжной сердечник — 2.2.1.2 разрывающийся вытяжной сердечник (break pull mandrel): После установки заклепки сердечник разрывается около соединения его головки и хвостовика, при этом головка и небольшая часть хвостовика сердечника могут оставаться в корпусе заклепки… … Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации

вентиль — Рис. 1. Вентиль. Рис. 1. Вентиль: 1 корпус; 2 прокладка; 3 клапан; 4 корпус вентильной головки; 5 шток; 6 сальник; 7 сальниковая пробка; 8 маховик. вентиль — запорное устройство в трубопроводах для перекрытия движущихся по ним потоков… … Энциклопедия «Жилище»

Источник

Технология цементирования хвостовиков

Technology of cementing tail pipes

V. NIKULIN, A. MUKHAMADIEV, R.GALIMOV, Burenie Co Ltd of Aznakaevskoe UBR, Tatneft JSC

На завершающей стадии разработки, когда доля легко извлекаемых запасов ежегодно сокращается, возникает необходимость ввода в эксплуатацию коллекторов низкой кондиции путем строительства горизонтальных скважин.

There is proposed technology of hauling-down and cementing of upper part of tail pipes when constructing horizontal wells.

При строительстве горизонтальных скважин, при креплении хвостовика, когда он имеет заранее перфорированную часть и цементируется выше фильтра, возникает ряд проблем:

– недохождение хвостовика до забоя без промывки через башмак;

– некачественное удаление глинистого раствора и шлама в интервале фильтра и заколонном пространстве хвостовика, что отрицательно влияет на дебит скважины.

Известные виды оборудования для спуска и цементирования верхней части хвостовиков с щелевыми фильтрами не отвечают требованиям безаварийности и не позволяют производить промывку в интервале фильтра. Это требует дополнительных затрат времени на обеспечение прохождения по хвостовику и очистку заколонного пространства.

Предлагаемая техника и технология спуска и цементирования верхней части хвостовиков диаметром 102 и 114 мм, разработанная Азнакаевским УБР совместно с ООО «Нефтяник» (г. Бугульма), устраняют вышеуказанные недостатки и способствуют более успешному проведению работ.

В качестве хвостовика используются фильтры с кислоторастворимыми магниевыми заглушками (ОРВ-102, ОРВ-114) или широко применяемые обсадные трубы диаметром 102 и 114 мм, которые после цементирования верхней части хвостовика вскрываются с применением гидромеханических перфораторов ПГМ-102 (114)М (рис. 1).

28 мм), чтобы открыть цементировочные отверстия клапана разрушением срезных винтов при давлении 5,0 – 6,0 МПа (седло останавливается на упоре).

– Закачивается расчетное количество цементного раствора через отверстия клапанного узла.

– Подается цементировочная пробка, до получения сигнала «стоп» при достижении пробкой шарового клапана.

– Инструмент приподнимается на 1,0 м; обратной промывкой через отверстия герметизирующего узла вымывается цементный раствор, находящийся выше «головы» хвостовика.

– Затем инструмент извлекается, закрывается устье скважины. Извлеченные из скважины детали подвергаются ревизии и восстановлению для повторного применения.

В отличие от известных способов предлагаемая техника и технология цементирования позволяют:

во-первых, произвести спуск инструмента с хвостовиком с качественной промывкой до забоя без осложнений;

во-вторых, предварительно отсоединить хвостовик до начала цементирования и провести последующую герметизацию «головы» хвостовика при выполнении технологических операций;

в-третьих, исключить разбуривание цементировочной пробки и цементного стакана;

в-четвертых, за счет конструкции забоя в последующих процессах освоения и эксплуатации производить промывку избирательно, как фильтровой части ствола, так и заколонного пространства (рис. 2).

Иные применяемые конструкции исключают эти важные операции для восстановления производительности скважины. Предлагаемое оборудование может быть использовано для монтажа нецементируемых хвостовиков с щелевыми фильтрами с их промывкой по всей длине.

Источник

Конструкция и крепление боковых стволов

Конструкция бокового наклонно-направленного ствола

Таблица 10.4 – Конструкция скважины

Конструкция бокового горизонтального ствола

На данном месторождении возможен такой способ заканчивания боковых горизонтальных стволов на визейский объект разработки, как фильтр – в интервал продуктивного горизонта спускаются перфорированные трубы диаметром 102 мм. Цементирование «хвостовика» производится в интервале от кровли пласта до головы «хвостовика», который находится на расстоянии

75-100 м выше «окна». Голова «хвостовика» оборудуется адаптером, клиновой подвеской и пакером, который закрывается механически по окончании заливки и герметизирует пространство между колонной и «хвостовиком». Рекомендуемое место установки гидравлического пакера типа ПГМЦ.102 для изоляции продуктивного пласта в БГС – в кровле пласта. Клиновая подвеска позволяет произвести подвеску «хвостовика» в любом месте эксплуатационной колонны. Типовая технологическая оснастка следующая (снизу – вверх): башмак, фильтровая часть, разбуриваемый пакер-манжета, разбуриваемая заглушка, заливочный патрубок, разбуриваемый обратный клапан, разбуриваемое стоп-кольцо, обсадная труба (Ø102 мм).

После проведения ГИС конструкция скважин может быть изменена или дополнена.

Крепление боковых стволов

Комплект технических средств, предназначенный для крепления боковых стволов без установки фильтра в продуктивном горизонте со сплошным цементированием и последующей перфорацией хвостовика, включает:

– обратные клапаны (ЦКОД) – 1 или 2 шт.;

– колонный патрубок со стоп-кольцом,

– обсадные трубы с центраторами;

– якорный узел подвески хвостовика;

– верхний пакер подвески хвостовика;

– безопасный механический разъединитель с левым резьбовым соединением;

При необходимости в комплект могут быть включены дополнительные элементы.

Комплекс технических средств, предназначенный для крепления хвостовиков с установкой фильтра в продуктивной части скважины, с манжетным цементированием, включает:

– фильтр необходимой длины;

– заколонный гидравлический пакер;

– обсадные трубы с центраторами;

– якорный узел подвески хвостовика;

– верхний пакер подвески хвостовика;

– безопасный механический разъединитель с левым резьбовым соединением;

Конструкция фильтра, который устанавливается в продуктивный горизонт, должна выбираться индивидуально для каждого месторождения в зависимости от наличия твёрдой фазы в продукции скважины и устойчивости стенок ствола скважины.

Заколонный пакер устанавливается для предотвращения проседания цементного раствора в интервал расположения фильтра во время цементирования и служит изоляционным барьером водоносных горизонтов, залегающих выше интервала продуктивного горизонта во время эксплуатации. Для надёжного разобщения пластов элемент пакера должен устанавливаться над продуктивным горизонтом в интервале глинистых пластов.

Для цементирования хвостовика рекомендуется использовать тампонажный состав на основе цемента марки ПЦТ 1G-CC-1 ГОСТ 1581-96. Обработка специальными химическими реагентами (понизителями фильтрации, структурообразователями, пластификаторами, пеногасителями) позволяет контролировать фильтрационные и седиментационные процессы, реологические параметры тампонажного раствора и обеспечивает пеногашение.

Рецептура тампонажного раствора подлежит уточнению посредством тестирования на лабораторной базе с использованием представительных проб компонентов, отобранных на буровой площадке (портландцемент, техническая вода и модификаторы).

При проведении операции задействуется следующая специальная техника: СМН-20 – 1 шт., ЦА-320 – 2 шт., автоцистерна – 1 шт. Кроме того, обязательно использование смесительно-осреднительной установки типа 1УСО-20, обеспечивающей однородность состава и стабильность его свойств.

После окончания крепления составляется Акт на проведение работ по креплению бокового ствола и Схема состояния скважины с указанием глубин установки элементов оснастки хвостовика, внутренних диаметров.

Данные документы должны быть приложены к Паспорту скважины.

Требования к технологии бурения скважин и буровым растворам

Требования к технологии бурения

Бурение скважины должно производиться по рабочему проекту на строительство скважин, разработанному, согласованному и утвержденному в порядке, предусмотренном разделом 1.3 ПБ 08-624-03 [41].

Строительство скважин должно осуществляться на основании программы бурения скважины в рамках утвержденного проекта на строительство данной скважины, которая должна содержать подробную информацию обо всем цикле бурения и заканчивания скважины. Программа бурения скважины согласовывается с Сервисными подрядчиками, участвующими в бурении, заканчивании или креплении скважины, Заказчиком и утверждается техническим руководителем Подрядчика по бурению скважин.

Подрядчик по бурению и Сервисные подрядчики в процессе осуществления работ в обязательном порядке должны выполнять требования Стандарта Компании [47].

Технология строительства скважины должна обеспечивать предупреждение возникновения аварий и осложнений. Для этого необходимо выполнять профилактические мероприятия, предусмотренные ПБ 08-624-03.

Механическое удерживание земляных масс: Механическое удерживание земляных масс на склоне обеспечивают контрфорсными сооружениями различных конструкций.

Организация стока поверхностных вод: Наибольшее количество влаги на земном шаре испаряется с поверхности морей и океанов (88‰).

Источник

Элементы оснастки низа обсадной колонны

В конструкцию низа обсадных колонн входит технологическая оснастка для успешного спуска обсадных колонн и цементирования скважин, разобщения пластов и эксплуатации скважин.

В конструкцию низа обсадных колонн входит технологическая оснастка для успешного спуска обсадных колонн и цементирования скважин, разобщения пластов и эксплуатации скважин.

Элементы низа обсадной колонны:

Иногда при спуске эксплуатационных колонн или хвостовиков вместо башмака с направляющей пробкой обсадная колонна заканчивается «пауком» (Рис. 1 г).

Используются также шаровые и дроссельные обратные клапаны (рис. 3).
Обратные клапаны устанавливаются на расстоянии 2. 12 м от башмака.
При спуске обсадных колонн значительной длины или хвостовиков устанавливаются два обратных клапана на расстоянии 8. 12 м друг от друга.
В скважинах с возможными газопроявлениями обратные клапаны устанавливают вне зависимости от глубины спуска колонны во избежание газового выброса через колонну в процессе ее спуска и цементирования.
Обратный клапан перед спуском в скважину опрессовывают на давление, в 1,5 раза превышающее его рабочее давление.

Упорное кольцо
Так как обсадную колонну с обратным клапаном спускают порожней, то периодически (через 100. 200 м) следует доливать ее буровым раствором.
Если этого не делать, наружное давление может достигнуть критической величины, угрожающей или смятию колонны, или прорыву обратного клапана.
Упорное кольцо(кольцо-стоп) устанавливается для четкого фиксирования окончания процесса цементирования над обратным клапаном (на расстоянии 6. 12 м).
Упорное кольцо изготавливается из чугуна в виде шайбы толщиной 12. 15 мм; диаметр отверстия делается на 60-75 мм меньше наружного Ø.
В некоторых случаях упорное кольцо имеет не 1 отверстие, а 2 или 4.

Кольца жесткости
Кольца жесткости служат для усиления отдельных интервалов обсадной колонны.
Их рекомендуется устанавливать на кондукторы и промежуточные колонны.
Для усиления нижней части обсадной колонны и повышения прочности соединения на нижние 4. 5 труб одеваются короткие (100. 200 мм) патрубки и закрепляются электросваркой. Изготавливаются они из обсадных труб следующего за данной обсадной колонной размера.

Рис. 4. Турбулизатор
Турбулизатор
Турбулизаторы способствуют лучшему замещению бурового раствора цементным в процессе цементирования обсадных колонн.
Турбулизатор (рис. 4) состоит из корпуса 1, неподвижно закрепляемого на обсадной трубе, упругими (обычно резиновыми) лопастями 2, наклоненными под углом 30. 50° к образующей оси. Лопасти изменяют направление восходящего потока промывочной жидкости и цементного раствора, способствуют образованию местных вихрей и разрушению структуры в застойных зонах. Для крепления на обсадной трубе служат спиральный клин 3.
Турбулизаторы целесообразно устанавливать в интервалах недостаточно хорошего центрирования колонны со сложной конфигурацией сечения ствола скважины, а также на участках с не очень большими кавернами.

Рис. 6. Скребок
Скребки (рис. 6) применяют для удаления со стенок скважины фильтрационной глинистой корки при спуске обсадной колонны.
Их устанавливают на тех же участках обсадной колонны, что и центрирующие фонари (центраторы).
Наибольший эффект получается при совместном применении скребков и центраторов.

Источник

Заканчивание скважин: подвески хвостовиков

В скважинном бурении, хвостовиком называют разновидность обсадной колонны с потайным способом установки. В частности, данный элемент монтируется в предыдущей обсадной колоне, заходя внахлёст на расстояние 20-50 метров. Фиксируется хвостовик специальной системой крепления, которая называется подвеской.

Технология установки предусматривает возможность цементирования хвостовика, но это не является обязательным условием: способ монтажа напрямую зависит от прочности породы разрабатываемого пласта.

Преимущества хвостовиков

При заканчивании скважины хвостовиком, решаются такие задачи:

Имеются у хвостовиков и некоторые недостатки. Сюда можно отнести возможную негерметичность подвески, проблемы с первичным цементированием если между скважиной и хвостовиком остаются небольшие кольцевые зазоры.

Устройство хвостовиков

Конструкцию подвески можно рассмотреть на примере гидромеханической модели, которая используется для установки тяжёлых хвостовиков марки ПХГМЦ.Т. Такая подвеска может взаимодействовать с пакерами ПГМЦ или стоп-патрубками. Подвеска не предназначена для двухступенчатого цементирования.

Конструкция подвески включает 5 независимых узлов, гидравлического или механического действия:

Устанавливается подвеска на последнюю трубу хвостовика и размещается внутри обсадной колонны на заданной глубине. Конструкция предусматривает защиту от преждевременного срабатывания в процессе цементирования.

Разновидности подвесок

Колонну с установленным хвостовиком используют в качестве эксплуатационной, поэтому основным критерием при выборе подвески является способность противодействия сминающему давлению. В настоящее время, используются несколько различных способов установки хвостовиков: цементируемый, на клиньях и на опорной поверхности. Для каждого из перечисленных вариантов применяется свой тип подвески.

В общих чертах, подвески делятся на 3 группы:

Здесь приведена классификация по принципу действия механизма установки, которая считается основной. Однако у подвесок имеются и другие отличительные особенности конструкции. Например:

При выборе подвески хвостовика в зависимости от способа установки, необходимо учитывать ряд моментов.

Для подвесок, используемых для установки хвостовика на клиньях характерна высокая вероятность ложных срабатываний. Устройства для монтажа на опорной поверхности требовательны к точности: если хвостовик не дойдёт до заданной глубины, подвеска не сработает.

Источник