- •1.1. Призабойная зона пласта
- •1.2. Конструкции скважин
- •1.3. Конструкции забоев скважин
- •Месторождения Самгои-Патардзеули (Грузия)
- •Средние значения коэффициентов Пуассона для некоторых горных пород
- •1.3.1. Обоснование выбора конструкции забоя смешанного вида
- •1.3.2. Обоснование выбора конструкции
- •1.3.3. Обоснование выбора конструкции забоя для предотвращения выноса песка
- •1.4. Гидродинамическое
- •1.5. Воздействие на фильтрационные свойства пласта в околоскважинной зоне
- •1.5.1. Фильтрационная характеристика
- •1.5.2. Регулирование фильтрационных свойств пласта в околоскважинных зонах
- •Степень восстановления проницаемости
- •1.6. Движение жидкости и газа в системе «пласт - скважина».
- •1.7. Виды ремонтов нефтяных
- •Общие положения
- •Принятые сокращения
- •Виды ремонтов
- •Капитальный ремонт скважин
- •Виды капитальных ремонтов скважин
- •3.2 Текущий ремонт скважин
- •Виды текущего ремонта скважин
- •3.3 Повышение нефтеотдачи пластов
- •2.1. Природа нарушения
- •2.2. Факторы, способствующие
- •1. Факторы, вызывающие механическое загрязнение пзп:
- •2. Физико-литологические факторы,
- •3. Физико-химические факторы:
- •4. Термохимические факторы:
- •Нормы превышения гидростатического давления над пластовым
- •Восстановление проницаемости керна
- •Влияние буровых растворов на проницаемость керна
- •Уменьшение коэффициента продуктивности
- •Изменение газопроницаемости образцов после проникновения в них фильтрата цементного раствора
- •Буферные разделители
- •2.3. Жидкости глушения
- •Значения коэффициентов восстановления проницаемости искусственных кернов при обработке рабочими жидкостями на водной основе
- •2.4. Пены
- •2.5. Глушение и освоение скважин
- •2.5.1. Особенности глушения скважин
- •2.5.2. Деблокирование пласта
- •3.1. Технология удаления жидкости
- •Пенообразователи и их концентрации, рекомендуемые к применению при удалении воды из газовых скважин
- •Пенообразователи и их концентрации, рекомендуемые к применению при удалении воды и газового конденсата из газоконденсатных скважин
- •Антифризы и их концентрация в водных растворах
- •Концентрации, объемы рабочих растворов и виды применяемых пав
- •Состав новых пенообразователей
- •3.2. Технология удаления из скважин
- •Пенообразующие свойства сульфама
- •Потребная концентрация сульфама
- •3.3. Удаление жидкости из скважин
- •4.1. Назначение цементных мостов и
- •Допустимые депрессии и внутренние давления в обсадных колоннах
- •Ориентировочные значения [м] и [∆р] при установке мостов
- •4.2. Особенности выбора рецептуры
- •Программа исследования тампонажного раствора
- •4.3. Разрушение застойных зон поперечным
- •Бурильные эксцентрики
- •4.4. Оборудование для установки
- •Оборудование для установки цементных мостов
- •4.5. Методика расчета операций по
- •1. Определение необходимых объемов цементного
- •Величины коэффициентов, учитывающих потери тампонажного раствора на стенках труб и при смешении с буровым раствором
- •Допустимый градиент давления при определении высоты цементного моста
- •Допустимые касательные напряжения для определения обеспечения необходимой несущей способности моста
- •2. Определение высоты цементного моста
- •Расчет времени установки моста
- •5.1. Общие принципы ремонтно-изоляционных работ (рир) и последовательность
- •5.1.1. Терминология
- •5.1.2. Подготовка к рир
- •Основные размеры нкт для тампонажных и вспомогательных работ
- •5.1.3. Исследование скважины
- •Параметры исследования крепи скважины
- •5.1.4. Гидроаэродинамические методы поиска
- •5.2. Тампонажные работы при
- •5.2.1. Расчеты при проверке скважины
- •Выбор способа тампонирования по результатам исследования скважины и условиям формирования изоляционного экрана
- •5.2.2. Тампонирование под давлением
- •5.2.3. Расчет продолжительности
- •Расчет продолжительного тампонирования под давлением
- •5.2.4. Определение объема тампонирующей
- •5.2.5. Расчет давлений при вымыве
- •Максимальные значения реологических параметров наиболее широко применяемых цементных растворов
- •5.2.6. Расчет тампонирования под давлением
- •5.2.7. Расчеты при установке разделительных
- •Количественные показатели качества мостов в зависимости от технологических мероприятий
- •Расчетные коэффициенты
- •5.2.8. Расчет допустимой глубины
- •5.3. Техническая характеристика пакеров
- •Якоря для удержания пакеров на месте их установки
- •Пакеры типов пш и ппгм
- •Взрывные пакеры, спускаемые на кабеле
- •Пакеры гидравлические, механические, гидромеханические
- •Гидравлико-механические пакеры при тампонировании зон поглощения (ту 39-096-75)
- •Пакеры рукавные (ту 26-16-15-76)
- •Пакеры механические (ту 26-02-644-75, ту 26-02-213-77)
- •5.4. Вспомогательные тампонажные
- •5.4.1. Установка разделительных
- •5.4.2. Установка разделительных
- •5.4.3. Наращивание цементного стакана
- •5.4.4. Насыпка песчаных пробок в скважинах
- •5.4.5. Намыв наполнителей
- •5.4.6. Исправление негерметичности
- •5.5. Рир при ликвидации заколонных
- •5.6. Изоляция чуждых вод (газа)
- •5.7. Наращивание цементного кольца
- •5.8. Устранение негерметичности
- •5.8.1. Тампонирование негерметичных
- •5.8.2. Проведение рир при закачке
- •5.8.3. Проведение рир при закачке
- •5.8.4. Проведение рир при неустановленном
- •5.8.5. Проведение рир в перфорированной
- •5.8.6. Проведение рир в перфорированной
- •5.9. Ликвидация каналов негерметичности в стыковочных устройствах и муфтах ступенчатого цементирования
- •5.9.1. Изоляция сквозных дефектов обсадных колонн
- •5.10. Технологические приемы, рекомендуемые при тампонажных работах в скважинах
- •6.1. Виды и причины нарушения герметичности обсадных колонн
- •6.2. Способы и средства восстановления герметичности обсадных колонн
- •6.3. Диагностика состояния крепи скважин
- •6.3.1. Сущность и состояние проблемы диагностики крепи скважин в нашей стране и за рубежом
- •6.3.2. Состав и характеристики комплекса средств для диагностики крепи скважин, разработанного предприятием «кубаньгазпром»
- •Техническая характеристика длм-42
- •Техническая характеристика лпм-42
- •Техническая характеристика смаш-42
- •Техническая характеристика идк
- •6.3.3. Основные особенности диагностического комплекса, разработанного «кубаньгазпромом»
- •6.3.4. Технология комплексной оценки качества перфорации скважин
- •6.4. Технология ремонта обсадных колонн стальными пластырями
- •6.4.1. Основные технические требования и технологическая последовательность операций при ремонте обсадных колонн стальными пластырями
- •Технологическая последовательность операций ремонта обсадных колонн пластырями
- •6.4.2. Конструктивные параметры, материалы и средства изготовления пластыря
- •6.4.3. Поиск дефекта в обсадных колоннах
- •Устройство для снятия оттисков с внутренней поверхности обсадных колонн
- •Процесс получения отпечатка
- •6.4.5. Шаблонирование и ликвидация смятия обсадных колонн
- •6.4.6. Очистка внутренней поверхности обсадных колонн
- •6.4.7. Конструкция и принцип работы средств для спуска и установки пластырей в обсадных колоннах
- •6.4.8. Опрессовка отремонтированной обсадной колонны
- •6.4.9. Аварии при ремонте обсадных колонн
- •6.4.10. Выбор режимов ремонта обсадных колонн стальными пластырями
- •6.4.11. Перспективы дальнейшего совершенствования средств и технологии ремонта обсадных колонн пластырями и расширение области их применения
- •Установка пластыря на дефект обсадных колонн с постоянным его упором
- •Универсальный клапан
- •Установка пластыря после закачки тампонажного материала через дефект обсадной колонны в процессе одной спуско-подъемной операции
- •Установка пластыря гидравлическим давлением непосредственно на его внутреннюю поверхность
- •Установка пластыря из материала, обладающего эффектом «памяти формы»
- •Смена обсадных колонн
- •Увеличение долговечности обсадной колонны при ее проворачивании
- •Дополнительная герметизация эксплуатационной колонны в резьбовых соединениях путем довинчивания ее в скважине
- •Расчетные величины Мmах для 146-мм труб
- •7.1. Методы предупреждения
- •7.2. Химические методы удаления солеотложений из нкт
- •7.3.Применение покрытий для предотвращения солеотложений на трубах
- •7.4. Магнитные методы борьбы с отложениями солей
- •8.1. Условия образования и профилактика аспо
- •8.2. Расчет радиуса парафиновой кольматации пзп
- •8.3. Механические способы удаления аспо из скважины
- •8.4. Методы предупреждения формирования аспо в пзп
- •8.5. Тепловые методы удаления аспо из трубопроводов и призабойной зоны скважины
- •8.6. Химические методы очистки пзп от аспо
- •8.7. Зависимость растворимости аспо в газовом бензине от концентрации добавок оп-4. Время опыта:
- •8.7. Ингибирование как метод предотвращения или снижения скорости накопления аспо
- •8.8. Специальные покрытия поверхности труб для уменьшения интенсивности аспо
- •8.9. Термогазохимическое воздействие напзп
- •8.10. Применение магнитных полей для предупреждения отложений парафина при добыче нефти
- •8.11. Гидратообразование в газовых скважинах и борьба с ним
- •8.11.1. Понятие о гидратах
- •8.11.2. Образование гидратов в пзп, стволе скважин, газопроводе
- •8.11.3. Способы борьбы с гидратообразованием
- •9.1. Условия пескопроявлений и образования песчаных пробок в скважинах
- •9.2. Технологические методы снижения пескопроявлений в скважинах
- •9.3. Удаление песчаных пробок из скважин
- •9.4. Создание гравийных фильтров при заканчивании скважин
- •9.4.1. Фильтр-каркас гравийной набивки
- •Управляемая циркуляционная муфта
- •9 .4.3. Устройство с узлом перекрестных потоков (кроссовер)
- •Гравиесмесительная установка
- •Фильтровальная установка
- •9.4.6. Факторы, влияющие на формирование
- •Установка фильтра-хвостовика в скважине и намыв гравия за фильтр
- •Методы крепления призабойной зоны скважин
- •9.5.1. Контарен-2
- •9.5.2. Укрепление призабойной зоны пласта цементно-соляно-керамзитовой смесью
- •9.5.3. Цементно-карбонатная смесь
- •9.5.4. Крепление призабойной зоны смолопесчаными смесями
- •9.5.5. Крепление кавернозной призабойной зоны пласта вспененными смолами
- •9.5.6. Крепление призабойной зоны резолформальдегидной смолой сфж-3012
- •9.5.7. Сланцевый крепитель рыхлых пород пзп
- •9.5.8. Крепление призабойной зоны способом коксования нефти
- •10.1. Причины обводнения скважин и их классификация
- •10.2. Методы предупреждения обводнения пластов-коллекторов в процессе разработки месторождений
- •10.2.1. Неселективные методы ограничения притока пластовых вод
- •Органические и органоминеральные материалы для цементирования скважин
- •Латекс-цементные растворы в зарубежной практике
- •Гельцементные растворы в зарубежной практике
- •Прочность на сжатие камня на латекс-цементного раствора (на основе цемента класса а по ани)
- •Свойства латекс-цементного раствора (на основе цемента класса н по ани)
- •Период озц латекс-цементных растворов
- •10.2.2. Селективные методы ограничения притока пластовых вод
- •Плотность гельцементного раствора
- •Озц гельцементного раствора
- •Прочность на сжатие гельцементного камня
- •Нефтецементные растворы
- •Нефтецементные растворы за рубежом
- •10.3. Газоизоляционные работы
- •10.4. Ограничение водопритоков составами акор
- •11.1. Технология зарезки вторых стволов из эксплуатационной колонны
- •11.2. Установка цементного моста
- •11.3. Спуск и крепление клина-откло-нителя в колонне
- •Установка клина-отклонителя без ориентации по азимуту с опорой на мост (пробку) путем зацепления его плашек со стенкой обсадной трубы
- •Принцип действия ориентированного спуска инструмента при помощи меток и сумматоров
- •Установка клина-отклонителя цементированием его на опору
- •11.4. Спуск райбера и вырезка окна в эксплуатационной колонне
- •11.5. Технология бурения и крепления второго ствола скважины
- •11.6. Технология вскрытия продуктивных пластов путем зарезки второго ствола с применением пены
- •Наращивание инструмента
- •3. Геофизические исследования
- •Заканчивание скважин
- •12.1. Печать
- •12.2. Труболовка
- •Труболовка наружная типа м-1 (Румыния)
- •12.3. Метчики
- •Р ис. 12.9 Метчик бурильный универсальный мбу.
- •12.4. Колокола ловильные
- •12.5. Ловитель для ловли труб в скважине
- •12.6. Ерши и удочки
- •12.7. Ясс механический
- •Механические яссы румынского производства
- •12.8. Фрезеры и райберы
- •12.9. Вырезка труб
- •Техническая характеристика комбинированных труборезов
- •12.10. Ловля насосных труб и штанг, подземного оборудования и отдельных предметов
- •14.1. Основные принципы кислотной обработки скважин
- •14.1.1. Способы кислотной обработки
- •14.1.2. Виды соляно-кислотных обработок
- •14.1.3. Обработка скважин грязевой кислотой
- •14.1.4. Углекислотная обработка призабойных зон скважин
- •14.2. Гидравлический разрыв пластов
- •14.2.3. Технологические схемы гидроразрыва
- •14.3. Гидропескоструйная перфорация
- •14.4. Торпедирование скважин
- •14.5. Тепловые обработки пзп
- •14.5.1. Закачка в скважину нагретой нефти, нефтепродуктов или воды, обработанной поверхностно-активными веществами
- •14.5.2. Прогрев призабойной зоны паром
- •Порядок ликвидации скважин Категории скважин, подлежащих ликвидации
- •Литература
- •Оглавление
- •6. Ремонт обсадных колонн
- •7. Отложения минеральных солей в скважинах, способы
- •8. Предупреждение и ликвидация аспо и гидратообразо-
- •9. Пескопроявления в скважинах и борьба с ними . . . 360
- •10. Предупреждение и ограничение обводнения скважин 401
- •11. Забуривание новых стволов как способ ремонта сущест вующих скважин 455
6.4.11. Перспективы дальнейшего совершенствования средств и технологии ремонта обсадных колонн пластырями и расширение области их применения
Важнейшие факторы ускорения научно-технического прогресса как главного рычага повышения эффективности производства — сокращение трудоемкости, снижение материалоемкости, энергоемкости и упрощение производственно-технологических процессов, другими словами, применение интенсивной технологии производства.
Использование при ремонте обсадных колонн гофрированных стальных пластырей является прогрессивной технологией в сравнении с существующими в отечественной практике методами ремонта скважин (повторное цементирование, замена колонны, спуск хвостовика и др.). Это позволяет исключить потребность в тампонажных цементах, снизить металлоемкость, упростить технологический процесс, сократить трудоемкость и время ремонта, увеличить межремонтный период (время эффекта). Кроме того, значительно улучшается охрана окружающей среды в результате исключения тампонажных работ и промывок скважин, которые применялись при разбуривании остающегося цементного раствора в обсадной колонне.
Тем не менее внедрение существующей технологии и средств установки пластырей не решает всех существующих проблем ремонта обсадных колонн.
Так, устройство для спуска и установки пластырей на дефект обсадных колонн ДОРН-1 очень громоздко, металлоемко, неудобно в обслуживании, кроме того, не исключена взаимозависимость осевых и радиальных нагрузок при установке пластыря на первом этапе.
Совершенствование основной операции технологического процесса — транспортировки пластыря на дефект — направлено на достижение следующих целей:
простоты конструкции и эксплуатации устройства для транспортировки и установки пластыря;
возможности установки пластырей в глубоких скважинах;
снижение металлоемкости и трудоемкости при изготовлении устройства;
простоты и эффективности установки пластыря.
К наиболее эффективным методам герметизации обсадных колонн в перспективе можно отнести установку пластыря на дефект обсадной колонны с постоянным его упором; после закачки тампонажного материала через дефект колонны при одной спуско-подъемной операции; за счет гидравлического давления непосредственно на внутреннюю его поверхность; методом набухания материала, расширяющего пластырь при непосредственном контакте с его внутренней поверхностью, а также использование пластыря, изготовленного из материала, обладающего эффектом «памяти формы».
Конструкция и принцип действия устройств для реализации указанных методов рассматриваются ниже.
Установка пластыря на дефект обсадных колонн с постоянным его упором
При герметизации обсадных колонн стальными пластырями в скважинах на глубине 2500 м возникает ряд проблем:
необходимость применения труб с повышенной прочностью, что требует дополнительных материальных затрат;
отсутствие возможности в устройствах типа ДОРН-1 и ДОРН-2 повышать давление в процессе протяжки лорнирующей головки через пластырь, вследствие чего не исключается сдвиг его по колонне и герметизация обсадной колонны не достигается; кроме того, при заклинивании дорнирующей головки в пластыре требуется проведение дополнительных работ по ликвидации аварии, и устройство (дорнирующая головка) приходит в непригодное состояние.
Указанные проблемы решены в устройстве типа ДОРН-3, которое имеет принципиальное отличие от ДОРН-1 и ДОРН-2: в нем установка стального пластыря производится по схеме «сверху вниз» в глубоких скважинах. Это отличие позволяет:
исключить попадание металлических предметов и твердых частиц между обсадной колонной и пластырем в процессе его установки и, следовательно, повысить коэффициент успешности ремонта;
устанавливать пластыри без осевой (растягивающей) нагрузки на инструмент (насосно-компрессорные или бурильные трубы);
использовать пластыри предпочтительно с нулевым и отрицательным периметром, что также повышает коэффициент успешности ремонта;
не применять левые резьбы и аварийные отвороты в устройствах;
оставлять в скважине в случае аварийной ситуации только срезные штифты и упорные полушайбы;
работать с минимально необходимым избыточным давлением жидкости в системе, а значит, и с минимальной радиальной нагрузкой на дорнирующую головку при проходах ее в пластыре, что обеспечивает благоприятные условия ремонта скважин с длительным периодом эксплуатации и значительной коррозией обсадных колонн;
ликвидировать незначительное смятие обсадной колонны в местах посадки устройства (инструмента); в этом случае необходимо работать только дорнирующеи головкой без пластыря.
Данное устройство целесообразно применять для ремонта скважин с дефектами на глубине 1000 м и более, так как при этом используется частично вес инструмента (НКТ) для осадки его вниз при расширении нижнего участка пластыря.
Принцип работы устройства
После спуска устройства (рис. 6.30) в сборе с пластырем 13 на бурильных или насосно-компрессорных трубах 2 в скважину на заданную глубину в системе создается избыточное давление. Жидкость под давлением поступает в силовой толкатель 4 и через отверстия 8 штока б создает усилия на поршни 7, приводя в движение цилиндры 5, соединенные с подвижной гидравлической дорнирующеи головкой 10.
Запрессовка гофрированного пластыря 13 к внутренней стенке обсадной трубы 9 для перекрытия дефекта 1 осуществляется при продавливании дорнирующеи головки 10 через пластырь силовым толкателем 4. При этом предварительное расширение пластыря обеспечивается конусным пуансоном 21, а окончательное — до полного контакта с обсадной трубой — калибрующими секторами 20, Причем заход на отрезке 1} калибрующих секторов 20 дорнирующеи головки 10 осуществляется без давления в головке за счет изоляции напорного отверстия 22.
После захода секторов 20 в пластырь 13 жидкость под давлением автоматически поступает через напорные отверстия 22 и 19 на самоуплотняющуюся эластичную диафрагму 18, что обеспечивает радиальное расширение секторов 20.
Заданное избыточное давление жидкости на калибрующие секторы при продавливании дорнирующеи головки по штанге 15 на отрезке 12 ее хода поддерживается благодаря промежуточной напорной камере 17, которая при перемещении на штанге 15 соединяется с каналом жидкости через отверстие 22.
По окончании первого прохода дорнирующей головкой рабочего хода (L= l1 + 12) снимают гидравлическое давление в системе и осаждают (заряжают) силовой гидротолкатель 4 путем спуска НКТ на величину хода головки, отрезок которого соответствует ходу головки, находящейся под давлением. Очередной цанговый упор 12 в это время выходит из пластыря и, контактируя с его торцом, выполняет роль упора. Затем повторно создают гидравлическое давление в системе и повторяют под давлением процесс продвижения дорнирующей головки в пластыре.
Циклы продвижения дорнирующей головки через пластырь повторяют до выхода головки из пластыря.
Устройство позволяет осуществлять повторные проходы (калибровку) дорнирующей головкой через установленный пластырь при расчетном гидравлическом давлении в системе за счет общего веса спускаемых труб и устройства сверху вниз или дополнительной расчетной осевой нагрузки на крюк при подъеме устройства снизу вверх.
Заполнение жидкостью труб при спуске и слив ее при подъеме осуществляются через циркуляционный клапан 3.
Для предотвращения преждевременного расширения пластыря в процессе спуска в скважину в дорнирующей головке устройства предусмотрен стопорный срезной штифт.
С целью беспрепятственного извлечения на поверхность устройства в осложнившихся условиях в момент установки пластыря упоры 14 снабжены левыми отворотами.
