- •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
Установка пластыря гидравлическим давлением непосредственно на его внутреннюю поверхность
Одним из простых в изготовлении и несложных в обслуживании и эксплуатации является устройство для установки пластыря, принцип действия которого основан на создании гидравлического давления непосредственно на его внутреннюю поверхность.
Такое устройство позволяет производить ремонт обсадных колонн в скважинах практически на любой глубине.
Использование настоящего устройства для установки пластыря обеспечивается благодаря изготовлению его в комбинации с дорнирующей головкой.
Применение продольно-гофрированного металлического пластыря с цилиндрическими концевыми участками длиной 1,5—2 м (рис. 6.33, а) и размещение в них уплотнительных элементов обеспечивают надежную герметизацию внутренней полости пластыря при расширении его гидравлическим давлением, а равный габаритный диаметр концевых и средней частей пластыря обеспечивает на всей его длине заданный зазор при спуске в обсадную колонну.
Принцип установки пластыря и работа устройства
Устройство спускают на насосно-компрессорных трубах к месту дефекта 4 обсадной колонны 3 (рис. 6.33).
После спуска устройства в сборе с пластырем на насосно-компрессорных трубах в скважину к месту дефекта 4 в обсадной колонне 3 на штанге 10 через перфорацию 9 на внутреннюю полость пластыря 5 подают жидкость и создают гидравлическое давление, обеспечивающее расширение и прижатие до полного контакта гофрированной части пластыря 1 с внутренней стенкой обсадной колонны.
Рис. 6.33. Устройство для установки пластыря методом прямого гидравлического контакта на пластырь: А-пластырь; б, в-разрез пластыря по А-А и Б-Б; г-ориентация пластыря гидравлическим давлением; д-расширение пластыря гидравлическим давлением; е-перемещение по штанге вниз уплотнительного нижнего элемента при срезе ограничительной шайбы; ж-калибровка пластыря дорнирующей головкой; з-положение заглушки в момент расширения пластыря; и-положение заглушки в момент калибровки пластыря. |
Герметизация внутренней полости пластыря при создании давления осуществляется уплотнительными элементами 7, расположенными по концам пластыря в цилиндрических частях 2. Первоначально герметизацию обеспечивают чашеобразные манжеты 11. По мере роста давления надежность герметизации дополнительно повышается эластичными втулками 12, которые, перемещаясь под воздействием давления совместно с чашеобразными манжетами в осевом направлении по штанге 10, сжимаются, а в радиальном направлении по диаметру увеличиваются, прочно контактируя с цилиндрической поверхностью пластыря и одновременно расширяя его до критического возрастания давления.
В момент наступления критического (расчетного) давления срезается ограничительная шайба 13, а нижний уплотнительный элемент 7 перемещается по штанге вниз. Одновременно при незначительном (расчетном) увеличении давления срезается фиксатор 16 заглушки 14, которая падает в расширенную полость 18 на ограничительную крестовину 19, освобождая канал для передачи жидкости в дорнирующую головку 15. Обратный клапан 20 при создании давления в лорнирующей головке закрывается.
Процесс развальцовки цилиндрических концов пластыря и калибровки по всей его длине осуществляется снизу вверх протягиванием под давлением дорнирующей головки при подъеме насосно-компрессорных труб на поверхность или сверху вниз за счет инструмента (НКТ). Так как штанга 10 имеет калиброванное отверстие 9 с выходом жидкости в скважину, то поддержание необходимого давления в устройстве при развальцовке концов и калибровке пластыря обеспечивается увеличением производительности насоса.
Калибровку пластыря можно повторять многократными проходами дорнирующей головки.
После окончания процесса установки пластыря избыточное давление в системе снимают и устройство поднимают на поверхность. При этом жидкость сливается из труб через перфорированное отверстие 9.
Устройство спускают в скважину на тросе. Избыточное давление создают глубинным электронасосом.
Установка пластыря методом набухания материала
Суть данного метода заключается в том, что расширение гофрированного тонкостенного стального пластыря по периметру поперечного сечения на всей его длине до заданного контактного сцепления со стенкой ремонтируемого участка обсадной колонны происходит под действием тепловой энергии, выделяющейся при увеличении объема специального материала (раствора или порошка), подаваемого в полость пластыря. Подобное изменение объема вещества наблюдается, например, при замораживании воды, гашении извести, набухании замоченного гороха и т. д.
Предлагаемое вещество должно обеспечивать постепенное (в пределах 3-24 ч.) увеличение объема (не менее чем в два раза) и равномерное распределение и увеличение давления (30— 50 МПа) в полости пластыря.
Указанными свойствами обладает порошок НРС-1 (невзрывчатое разрушающее средство), выпускаемый по ТУ 21-31-56-87 опытным заводом ВНИИстром им. Будникова; в качестве жидкости для получения раствора используется вода. Соотношение порошка НРС-1 и воды 10:3. Порошок нетоксичен. Добавки в порошок должны замедлять процесс его твердения (кристаллизации) в момент нахождения в капсуле и при последующем вымывании из скважин.
Устройство для реализации указанного метода представляет собой капсулу (рис. 6.34). При этом отпадает необходимость в системе силовых цилиндров (цилиндры, поршни, штоки), трудоемких в изготовлении, материалоемких и громоздких. Устройство работает следующим образом. Раствор (порошок + вода) приготовляют и заполняют им полость пластыря непосредственно перед спуском устройства в скважину. Устройство в сборе с пластырем спускают к месту ремонта обсадной колонны, причем пластырь ориентируют так, чтобы его середина находилась напротив дефекта.
Через 2—3 ч. после подачи раствора в устройство начинается процесс его набухания с выделением тепла, что обеспечивает не мгновенное, как взрыв, а медленное, равномерное (за счет развивающихся усилий) расширение пластыря по всей его длине. При этом профильные эластичные уплотнители, скользя свободными концами по пластырю и облегчая скруг-ление упорных втулок, обеспечивают герметичность полости пластыря и удерживают набухающий раствор до получения полного контакта пластыря со стенками обсадной колонны. После этого устройство поднимают на поверхность, при этом набухший раствор рассыпается и легко извлекается из скважины.
Дожатие концов пластыря и калибровку его по всей длине при необходимости осуществляют во время подъема на поверхность устройства дорнирующей оправкой, которая может быть предусмотрена на его конце ниже пластыря.
Калибровку выполняют как снизу вверх при подъеме инструмента, так и сверху вниз весом инструмента. Данный метод имеет следующие преимущества: повышаются качество и эффективность ремонта; исключается возможность разрушения обсадной колонны (по сравнению с методом взрыва);
упрощается технология ремонта;
уменьшается металлоемкость, сокращается трудоемкость, упрощается конструктивное решение устройства;
повышается универсальность применения пластыря по периметру поперечного сечения для всех толщин стенок одного типоразмера ремонтируемой обсадной колонны;
расширяется диапазон использования пластыря для ремонта обсадных колонн любого диаметра, в том числе труб малого диаметра;
возможность применения цилиндрических в поперечном сечении пластырей;
появляется возможность уменьшить габаритные диаметры пластырей и устройство в целях увеличения зазоров между пластырем и стенкой обсадной колонны при спуске в скважину;
устройство с пластырем можно спускать на канате;
исключаются дополнительные осевые нагрузки на спускаемый инструмент (НКТ) в момент установки пластыря;
создаются местные, распределяющиеся с постепенным увеличением радиальные усилия;
возможно прокачивать цементный и другие растворы через устройство до и после установки пластыря, в том числе для проверки герметичности после ремонта;
ремонт обсадных колонн можно производить в скважинах на любой глубине.
Рис.6.34. Устройство для установки пластыря методом набухания материала:
а-ориентация пластыря на дефект при спуске его в скважину; б-расширение пластыря при использовании HPC-1; в-калибровка пластыря дорнирующей головкой; 1-дорнирующая голока; 2-уплотнительный элемент; 3-обсадная колонна; 4-дефект; 5-канал; 6-конус; 7-уплотнительный элемент; 8-пластырь; 9-порошок HPC-1; 10-штанга.
