11. Пакеры при эксплуатации устанавливаются обычно в обсаженной части скважины и спускают их на колонне подъемных труб

12. Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности для перекрытия осевого канала обсадных труб. Обеспечивает легкое извлечение из скважины, а также многократное использование без извлечения. Позволяет держать практически любые допустимые перепады давлений в разделенном пакером пространстве скважины. предназначено для перекрытия осевого канала обсадных труб и исследования скважин при бурении. Гидромеханический пакер включает ствол с радиальными каналами, оснащенный снизу на наружной поверхности упором, гидроцилиндр с поршнем, присоединенную к гидроцилиндру разрезную цангу с якорем, размещенным на нижнем конце разрезной цанги, уплотнительное кольцо, седло в нижней части ствола. Изнутри под якорем разрезная цанга оснащена конусной поверхностью, выполненной с возможностью взаимодействия с поршнем. Уплотнительное кольцо размещено на стволе выше гидроцилиндра под переводником, играющим роль верхнего упора, и над нижним упором, вставленным телескопически и герметично в гидроцилиндр, оснащенным внутренней выборкой снизу и наружной - сверху. Разрезная цанга снизу оборудована внутренними зацепами, охватывающими снизу упор ствола с возможностью отсоединения при взаимодействии конусной поверхности цанги с поршнем, а цилиндр сверху - внутренним сужением, выполненным с возможностью продольного перемещения вверх относительно наружной выборки нижнего упора. Уплотнительное кольцо может быть выполнено сборным, включающим не менее одной эластичной втулки, расположенной между жесткими втулками.

13. Из насосно-компрессорных труб (НКТ) составляются колонны, спускаемые в скважину. Колонны НКТ служат в основном для следующих целей:

-   подъема на поверхность отбираемой из пласта жидкости, смеси жидкости и газа или одного газа;

-   подачи в скважину жидкости или газа (осуществления технологических процессов, интенсификации добычи или подземного ремонта);

-   подвески в скважине оборудования.

16.

14

словный диаметр труб, мм	Труба гладкая					Муфта
	Наружный диаметр, мм	Внутренний диаметр, мм	Толщина стенки, мм	Масса 1 м, кг	Наружный диаметр, мм		Длина, мм	Масса, кг
33	33.4	26.4	3.5	2.6	42.2		86	0.4
42	42.2	35.4	3.5	3.3	52.2		90	0.6
48	48.3	35.2	4.0	4.4	55.9		96	0.5
60	60.3	40.3	5.0	6.8	73.0		110	1.3
73	73.0	50.3	5.5	9.2	88.9		132	2.4
73	73.0	62.0	7.0	11.4	88.9		132	2.4
89	88.9	75.9	6.5	13.2	108.0		146	3.6
102	101.6	88.6	6.5	15.2	120.6		150	4.5
114	114.3	100.3	7.0	18.5	132.1		156	5.1

Условный диаметр труб, мм	Труба гладкая				Муфта
	Наружный диаметр, мм	Внутренний диаметр, мм	Толщина стенки, мм	Масса 1 м, кг	Наружный диаметр, мм	Длина, мм	Масса, кг
60	60.3	50.3	5.0	6.8	73.0	135	1.8
73	73.0	62.0	5.5	9.2	73.0	135	2.5
73	73.0	59.0	7.0	11.4	-	-	-
89	88.9	75.9	6.5	13.2	108.0	155	4.1
89	88.9	72.9	8.0	16.0	-	-	-
102	101.6	88.6	6.5	15.2	120.6	155	5.1
114	114.3	100.3	7.0	18.5	132.1	205	7.4

15. Трубы с высаженными наружу концами. Резьба нарезана на утолщенной части, что обеспечивает равенство площадей рабочего сечения и сечения по телу гладкой части трубы. Равнопрочные НКТ позволяют примерно на 25% сократить расход металла на колонну НКТ по сравнению с неравнопрочными и значительно увеличить максимальные глубины их спуска.

17. Предельные осевые растягивающие нагрузки Р_стр (Н), при которых в резьбовом соединении гладких труб напряжения достигают предела текучести, определяют по формуле Яковлева-Шумилова. Предельное растягивающее усилие Р_т(Н), при котором в теле труб с высаженными наружу концами (НКБ) возникает напряжение, равное пределу текучести, находят из выражения

Р_т=πDδσ_т

18. Муфты, пакеры.

19. Оборудование фонтанной скважины обычно состоит из арматуры устья и колонны НКТ. Колонна НКТ в некоторых случаях оснащается приемной воронкой, иногда клапанами-отсекателями или седлами для установки вставных клапанов-отсекателей. Иногда в скважине устанавливают пакер.

Несмотря на относительную простоту оборудования скважин для фонтанной добычи нефти и газа, оно выполняет очень ответственные функции и должно быть особенно надежно, так как аварии с оборудованием при фонтанировании могут привести к выбросам и пожарам. Кроме того, оно часто весьма металлоемко (масса арматуры устья скважины составляет от 0,6 до 4,0 т), что при значительном числе фонтанирующих скважин ведет к большому расходу металла. Поэтому при конструировании арматуры необходимо стремиться не только к увеличению ее надежности, но и к сокращению металлоемкости.

20. Фонтанная арматура предназначена для герметизации устья, контроля и регулирования режима эксплуатации скважин (эксплуатационных и нагнетательных).

21. Фонтанная арматура состоит из трубной головки и фонтанной елки.

Трубная головка монтируется непосредственно на колонной головке и предназначается для подвески одной или нескольких колонн НКТ и герметизации на устье межтрубных пространств. Трубная головка должна обеспечивать проход жидкости или газа в межтрубные пространства, а также контроль давления в них и выполнения необходимых исследований скважины

Фонтанная елка предназначена для направления потока продукции через манифольд и выкидную линию на замерную установку, для регулирования режима эксплуатации и контроля за работой скважины путем спуска глубинных приборов.

22. Запорные и регулирующие устройства фонтанной арматуры и манифольда.

В арматуре применяются следующие запорные устройства:

-   задвижки клиновые;

-   задвижки прямоточные;

-   краны;

-   вентили;

-   штуцера.

23.

Этих недостатков нет у прямоточной задвижки (рис.4б). Клиновое уплотнение у нее заменено шиберным с двумя плашками или одношиберным. Шибер при открытом и при закрытом проходном канале все время прижат к уплотняющим поверхностям деталей корпуса. Он состоит из двух половинок, разжимаемых пружинами. Общее усилие пружин может доходить до 9 кН. При закрытии или открытии прямоточной задвижки шибер скользит по уплотняющим поверхностям деталей корпуса. В открытом состоянии внутри задвижки образуется прямой канал без существенных боковых полостей. Уплотняющие поверхности не омываются потоком жидкости. К уплотняющим поверхностям у зазора А подается густая смазка. Таким образом, исключаются основные недостатки клиновой задвижки.

24. В пробковом кране с конической пробкой (рис.5) герметичность уплотнения обеспечивается точностью изготовления корпуса и пробки, размером зазора между ними, а также специальной смазкой, заполняющей корпус крана. Кран рассчитан на рабочее давление 14,0 МПа и имеет проходное отверстие 65 мм. Краны аналогичной конструктивной схемы выпускаются на давления до 100—120 МПа. Для установки, включения-отключения манометров и для снижения давления используются вентили. Вентили, применяемые на фонтанных арматурах, рассчитаны на рабочее давление до 70,0 МПа, имеют проходное отверстие 5 мм и массу 3—4 кг.

25. Трубная головка служит для подвески одного или двух рядов насосно – компрессорных труб, для герметизации кольцевогопространства между насосно – компрессорными трубами и эксплуатационной обсадной колонной, а также для проведениятехнологических операций при освоении, эксплуатации и ремонте скважин. Подвешивание колонн на резьбе осуществляется: при однорядном лифте – на резьбе стволовой катушки; при двухрядном лифте:внутренняя колонна – на резьбе стволовой катушки, нижняя – на резьбе тройника (крестовины) трубной головки.Подвешивание колонн на муфтовой подвеске осуществляется: при однорядном лифте – на муфте в крестовине трубной головки;при двухрядном лифте: внутренняя – на муфте в тройнике трубной головки, наружная – на муфте в крестовине.

26. Тройниковую арматуру рекомендуется использовать при низких и средних давлениях. Тройниковую арматуру с двухструнной елкой рекомендуют для скважин, в продукции которых содержаться механические примеси.

Крестовая и тройниковая однострунные арматуры предназначены для скважин, в продукции которых нет механических примесей.

Для средних и высоких давлений рекомендуют применять крестовую арматуру. 

Трубная головка должна обеспечивать проход жидкости или газа в межтрубные пространства, а также контроль давления в них и выполнения необходимых исследований скважины. Для регулировки параметров потока и, следовательно, режима работы скважины используются специальные узлы - дроссели.

Регулируемые штуцеры аналогичны по конструкции вентилю. Они позволяют бесступенчато регулировать давление на выкиде фонтанной скважины за счет осевого перемещения шпинделя штуцера с насадкой, входящей в гнездо

27. Клапаны – отсекатели предназначены для автоматического перекрытия колонны НКТ и отсечки потока продукции скважины при нарушении установленного режима ее эксплуатации в результате частичного повреждения или полного разрушения устьевого оборудования, нарушения герметичности эксплуатационной колонны скважины, затрубное пространство которой загерметезировано пакером. При обустройстве скважин пакер и клапан – отсекатель обычно устанавливают непосредственно над продуктивным горизонтом

Ингибиторные клапаны.

Ингибиторные клапаны предназначены для подачи из затрубного пространства в полость подъемных труб ингибиторов разного назначения в процессе эксплуатации скважины.

28. Подземным ремонтом скважин называется комплекс работ, включающий ремонт подземного оборудования, частичную или полную замену его, очистку забоя скважины и подземных труб от песка, парафина и других отложений, а так же осуществление геолого-технических мероприятий. При ремонтных работах скважины не дают продукцию [16].

29.

30.

31. Подъемник - механическая лебедка, монтируемая на тракторе, автомашине или отдельной раме. В первом случае привод лебедки осуществляется от тягового двигателя трактора, автомашин, в остальных от самостоятельного двигателя внутреннего сгорания или электродвигателя. Агрегат - в отличие от подъемника оснащен вышкой и механизмом для ее подъема и опускания.

32. Для свинчивания-развинчивания резьбовых соединений труб и штанг применяются ключи. Ключи могут быть трубными и штанговыми (по назначению) и, кроме того, ручными и механическими. В свою очередь, ручные ключи делятся на шарнирные и цепные. Шарнирные ключи более удобны в работе, имеют небольшой вес и меньше повреждают поверхность трубы.

Одним из широко применяемых ключей для работы с трубами является автомат Молчанова (АПР - автомат подземного ремонта) (рис. 9.) Ключ (автомат) стационарно устанавливается на колонную головку, а крутящий момент передается водилом трубе через ручной ключ типа КТГУ.

33. Универсальный эксплуатационный метчик МЭУ предназначен для захвата с последующим извлечением оставшейся в скважине колонны насосно-компрессорных труб, оканчивающихся муфтой, путем врезания ввинчиванием во внутреннюю поверхность трубы и муфты.Специальный эксплуатационный метчик МЭС (рис. 16) предназначен для захвата с последующим извлечением оставшейся в скважине колонны насосно‑компрессорных труб (гладких и высаженных), оканчивающихся муфтой, путем врезания ввинчиванием в резьбу муфты. Колокола ловильные (рис. 17) предназначены для извлечения, оставшейся в скважине колонны бурильных или насосно-компрессорных труб. Захват происходит навинчиванием колокола на наружную поверхность труб. Труболовки предназначены для захвата насосно-компрессорных, бурильных и обсадных труб и извлечения их целиком или по частям из нефтяных и газовых скважин при аварийных ловильных работах.

34. Ловушка секторов матрицы коронки используется для очистки забоя от обломков матрицы алмазной коронки, других металлических предметов и обломков (рис. 3.23, а).

Обрыв секторов матрицы коронки может произойти в результате ряда причин: бурения коронкой с матрицей значительно менее твердой, чем порода; от сильной вибрации бурового снаряда; при применении заклиночного материала в твердых породах, когда он скапливается между матрицей и керном; при некачественном спекании матрицы с корпусом коронки; наличия технологических трещин в матрице и др.

Магнитные ловушки (рис. 3.23, б) предназначены для извлечения и подъема с забоя металлических предметов. Ловушка состоит из корпуса, верхнего переходника, постоянного магнита и фрезерной коронки. Магнит имеет центральный канал для прохода промывочной жидкости. Ловушку спускают в скважину на бурильной колонне. При подходе к забою включают промывочную жидкость и с вращением ставят на забой. Продолжительность вращения ловушки на первой скорости станка 5 -10 мин, при осевой нагрузке 100 - 200 даН и расходе промывочной жидкости 15-25 л/мин. Подъем необходимо выполнять без рывков и ударов. Во избежание размагничивания ловушку не рекомендуется хранить около источников тепла и в зоне действия электромагнитного поля, подвергать воздействию вибраций.

Вушка твердого сплава

Ловушка твердого сплава (СКБ «Геотехника») используется, в основном, при ударно-вращательном бурении для очистки забоя от осколков твердосплавных резцов буровых коронок (рис. 3.23, г). Ловушка представляет полый цилиндр с четырьмя винтовыми пазами на наружной поверхности. Два паза закрыты стальной лентой. Пробка отделяет нижнюю полость - карман от промывочной жидкости, поступающей из бурильных труб. На конце ловушки имеется долото.

Паук ловильный

Паук ловильный (рис. 3.23, в) применяют для извлечения с забоя различных мелких предметов. Его изготавливают на месте работ из колонковой трубы. На конце трубы вырезают остроугольные зубья высотой 150-200 мм и подгибают их вовнутрь. Паук спускают в скважину на бурильных трубах. За счет осевой нагрузки зубья загибаются, захватывая мелкие предметы.

Имплозивные ловители, разработанные «ВНИПИвзрывгеофизика», предназначены для полной очистки забоя от любых мелких предметов, кусков породы и шлама. Действие ловителя основано на всасывании предметов в приемную камеру с глубоким вакуумом после ее разгерметизации на забое. Спуск снаряда выполняется на кабеле (с нарушением его диафрагмы микровзрывом) или на трубах с открытием диафрагмы поворотом бурильной колонны на 45° при увеличенном осевом давлении.

35. Элеваторы предназначены для захвата и удержания колонны штанг и труб на весу в процессе спускоподъемных операций. По назначению элеваторы бывают трубные и штанговые.

Спайдер гидравлический СГ-32 предназначен для захвата за тело и удержания на весу колонны труб в процессе спускоподъемных операций при текущем и капитальном ремонтах скважин.

36. На верхней точке буровой вышки.

37. Под оснасткой талевой системы  понимается навеска каната на шкивы кронблока и талевого блока в определенной последовательности, исключающей перекрещивание каната и трение его струн друг о друга. В настоящее время создано несколько типов оснастки. Перед тем как приступить к оснастке системы необхо­димо определить число шкивов в талевом блоке, тип каната, диа­метр и разрывное усилие каната. Диаметр каната должен соот­ветствовать размеру канавок шкивов талевого блока и кронбло­ка. При бурении глубоких скважин, когда глубина еще неболь­шая и бурильная колонна легкая, для ускорения СПО канатом оснащают не все шкивы системы, а только часть. В дальнейшем проводят переоснастку до полного использования всех шкивов. Однако переоснастка трудоемка и не всегда целесообразна.

Оснастку стремятся выполнить так, чтобы ведущая струна на­бегала на один из средних шкивов. В системах АСП струны ка­ната не должны мешать спуску талевого блока с находящейся в нем свечой. Неправильно выполненная оснастка может вызвать трение канатов или закручивание талевого блока, что может при­вести к аварии.

Существует два типа оснасток: параллельная, когда ось та­левого блока параллельна оси кронблока, и крестовая, когда оси талевого блока и кронблока перпендикулярны. Наиболее распро­странена крестовая оснастка (рис. III.14). Она имеет то преиму­щество, что исключает закручивание талевого блока и трение струн каната друг о друга.

38. Райбер-фрезер скоростного резания типа РПМ предназначен для вскрытия окна в колоннах диаметром 146-273 мм. Вскрытие окна производят роторным способом последовательно набором трех райберов. После вскрытия окна бурение второго ствола проводят обычным порядком.

39. Освоение скважины – комплекс технологических операций по вызову притока и обеспечению ее продуктивности, соответствующей локальным возможностям пласта. После проводки скважины, вскрытия пласта иперфорации обсадной колонны, которую иногда называют вторичным вскрытием пласта, призабойная зона и особенно поверхность вскрытого пласта бывают загрязнены тонкой глинистой взвесью или глинистой коркой. Кроме того, воздействие на породу ударных волн широкого диапазона частот при перфорациивызывает иногда необратимые физико-химические процессы в пограничных слоях тонкодисперсной пористой среды, размеры пор которой соизмеримы с размерами этих пограничных слоев с аномальными свойствами. В результате образуется зона с пониженной проницаемостью или с полным ее отсутствием.

Цель освоения – восстановление естественной проницаемости коллектора на всем протяжении вплоть до обнаженной поверхности пласта перфорационных каналов и получения продукции скважины, соответствующей ее потенциальным возможностям. Все операции по вызову притока и освоению скважины сводятся к созданию на ее забое депрессии, т. е. давления ниже пластового. Причем в устойчивых коллекторах эта депрессия должна быть достаточно большой и достигаться быстро, в рыхлых коллекторах, наоборот, небольшой и плавной.

40. Тартание – это извлечение из скважины жидкости желонкой, спускаемой на тонком (16 мм) канате с помощью лебедки. Желонка изготавливается из трубы длиной 8 м, имеющей в нижней части клапан со штоком, открывающимся при упоре на шток. В верхней части желонки предусматривается скоба для прикрепления каната. Диаметр желонки обычно не превышает 0,7 диаметра обсадной колонны. За один спуск желонка выносит жидкость объемом, не превышающим 0,06 м³.

Тартание – малопроизводительный, трудоемкий способ с очень ограниченными возможностями применения, так как устьевая задвижка при фонтанных проявлениях не может быть закрыта до извлечения из скважины желонки и каната. Однако возможность извлечения осадка и глинистого раствора с забоя и контроля за положением уровня жидкости в скважине дают этому способу некоторые преимущества.

Поршневание. При поршневании (свабировании) поршень или сваб спускается на канате в НКТ. Поршень представляет собой трубу малого диаметра (25 – 37,5 мм) с клапаном, в нижней части открывающимся вверх. На наружной поверхности трубы (в стыках) укреплены эластичные резиновые манжеты (3 – 4 шт.), армированные проволочной сеткой. При спуске поршня под уровень жидкость перетекает через клапан в пространство над поршнем. При подъеме клапан закрывается, а манжеты, распираемые давлением столба жидкости над ними, прижимаются к стенкам НКТ и уплотняются. За один подъем поршень выносит столб жидкости, равный глубине его погружения под уровень жидкости. Глубина погружения ограничена прочностью тартального каната и обычно не превышает 75 – 150 м. Поршневание в 10 – 15 раз производительнее тартания. Устье при поршневании также остается открытым, что связано с опасностями неожиданного выброса.

Замена скважинной жидкости. Замена осуществляется при спущенных в скважину НКТ и герметизированном устье, что предотвращает выбросы и фонтанные проявления. Выходящая из бурения скважина обычно заполнена глинистым раствором. Производя промывку скважины (прямую или обратную) водой или дегазированной нефтью, можно получить уменьшение забойного давления на величину

Компрессорный способ освоения. Этот способ нашел наиболее широкое распространение при освоении фонтанных, полуфонтанных и частично механизированных скважин. В скважину спускается колонна НКТ, а устье оборудуется фонтанной арматурой. К межтрубному пространству присоединяется нагнетательный трубопровод от передвижного компрессора.

При нагнетании газа жидкость в межтрубном пространстве оттесняется до башмака НКТ или до пускового отверстия в НКТ, сделанного заранее на соответствующей глубине. Газ, попадая в НКТ, разгазирует жидкость в них. В результате давление на забое сильно снижается. Регулируя расход газа (воздуха), можно изменять плотность газожидкостной смеси в трубах, а следовательно, давление на забое Pз. При Pз < Pпл начинается приток, и скважина переходит на фонтанный или газлифтный режим работы. После опробований и получения устойчивого притока скважина переводится на стационарный режим работы.

Освоение скважин закачкой газированной жидкости. Освоение скважин путем закачки газированной жидкости заключается в том, что вместо чистого газа или воздуха в межтрубное пространство закачивается смесь газа с жидкостью (обычно вода или нефть). Плотность такой газожидкостной смеси зависит от соотношения расходов закачиваемых газа и жидкости. Это позволяет регулировать параметры процесса освоения. Поскольку плотность газожидкостной смеси больше плотности чистого газа, то это позволяет осваивать более глубокие скважины компрессорами, создающими меньшее давление.

Освоение скважиными насосами. На истощенных месторождениях с низким пластовым давлением, когда не ожидаются фонтанные проявления, скважины могут быть освоены откачкой из них жидкости скважинными насосами (ШСН или ПЦЭН), спускаемыми на проектную глубину в соответствии с предполагаемыми дебитом и динамическим уровнем. При откачке из скважины жидкости насосами забойное давление уменьшается, пока не достигнет величины Рс < Рпл, при которой устанавливается приток из пласта. Такой метод эффективен в тех случаях, когда по опыту известно, что скважина не нуждается в глубокой и длительной депрессии для очистки призабойной зоны от раствора и разрушения глинистой корки.

Перед спуском насоса скважина промывается до забоя водой или лучше нефтью, что вызывает необходимость подвоза к скважине промывочной жидкости – нефти и размещения насосного агрегата и емкости. При промывке водой в зимних условиях возникает проблема подогрева жидкости для предотвращения замерзания.

41. Тампонирование

Работы по устранению негерметичности обсадных колонн включают изоляцию сквозных де­фектов обсадных труб и повторную герметизацию их соединительных узлов (резьбовые соединения, стыковочные устройства, муфты ступенчатого цемен­тирования)

·        Останавливают и глушат скважину.

·        Прово­дят исследования скважины.

·        Проводят обследование обсадной колонны.

·        Выбирают технологическую схему проведе­ния операции, тип и объем тампонажного материала.

·        Ликвидацию каналов негерметичности со­единительных узлов производят тампонированием под давлением.

·        В случае достоверной информации о негерметичности резьбового соединения используют метод установки металлического пластыря.

 

Тампонирование негерметичных резьбовых соединений обсадных колонн.

·        В качестве тампонирующих материалов исполь­зуют фильтрующие полимерные составы, образующие газонепроницаемый тампонажный камень или гель.

·        Использование цементных растворов для работ указанных выше запрещается.

 Установка стальных пластырей

 

Пластырь из тонкостенной  трубы  ст10 с толщиной стенки 3 мм позволяет обеспечить герме­тичность эксплуатационной обсадной колонны при из­быточном внутреннем давлении до 20 МПа и депрес­сии до 7-8 МПа. Стандартная длина пластыря 9 м. Может быть применен пластырь длиной до 15м, сва­ренный на производственной базе, а также секцион­ный сварной пластырь большей длины, свариваемый над устьем скважины.

Предусматри­вается следующая последовательность операций:

·        После глушения скважины поднимают НКТ и другое скважинное оборудование.

·        Устанавливают в обсадной колонне на 50-100 м выше интервала перфорации цементный мост.

·        При необходимости доставляют на сква­жину комплект НКТ или бурильных труб грузоподъ­емностью на 250 кН выше усилия, создаваемого ве­сом колонны труб, спущенных до ремонтируемого интервала.

·        Производят гидроиспытания труб на из­быточное давление не менее 15 МПа с одновремен­ным шаблонированием их шаром диаметром не менее 36 мм.

·        Определяют глубину, размеры и характер нарушения обсадной колонны:

·                   геофизическими методами — интервал наруше­ния;

·                   поинтервальным гидроиспытанием с приме­нением пакера — размеры нарушения с точностью ±1 м;

·                   боковой гидравлической печатью ПГ-2 (ТУ 39-1106-86) уточняют размеры и определяют характер нарушения.

·                   Очищают внутреннюю поверхность обсад­ной колонны в интервале ремонта от загрязнений гид­равлическим скребком типа СГМ

·       Производят шаблонирование обсадной ко­лонны:

·                   в колонне диаметром 146 мм используют шаб­лон диаметром 121 мм и длиной 400 мм;

·                   в колонне диаметром 168 мм используют шаб­лон диаметром 140 мм и длиной 400 мм;

·                   для шаблонирования участка колонны, распо­ложенного ниже ранее установленного пластыря, муф­ты МСУ или другого сужения ствола скважины, мо­жет быть использован гидромеханический шаблон ШГ-1 соответствующего диаметра.

·     Замеряют внутренний периметр обсадных труб в интервале установки пластыря с помощью из­мерителей периметра ИП-1, опускаемых на НКТ или бурильных трубах.

Технология установки стального пласты­ря в обсадной колонне в общем, виде следующая:

·на устье скважины собирают дорн с продольно-гофрированной трубой;

·дорн с заготовкой пластыря спускают на НКТ или бурильных трубах и устанавливают в интервале нарушения обсадной колонны;

·соединяют нагнетательную линию со спущен­ной колонной труб, с помощью насоса цементировочного агрегата создают давление и производят зап­рессовку пластыря;

·приглаживают пластырь дорнирующей головкой при избыточном давлении 12 МПа не менее 4-5 раз;

·не извлекая дорн из скважины, спрессовывают колонну; при необходимости приглаживание повто­ряют;

·поднимают колонну труб с дорном, осваивают и вводят скважину в эксплуатацию по утвержденному плану.

Оценку качества работ производят в со­ответствии с требованиями действующей инструкции.

Наращивание цементного кольца за обсадной колонной

1) параметры глинистого и цементного растворов, использованных при первичном цементировании;

2) наличие и интенсивность поглощения в процес­се бурения скважины;

Останавливают скважину и определяют ди­намику восстановления давления в межколонном про­странстве.

Производят глушение скважины.

Шаблонируют эксплуатационную колонну до глубины на 100—200 м ниже расположения цемент­ного кольца за обсадной колонной.

Устанавливают цементный мост над интер­валом перфорации и по истечении срока ОЗЦ прове­ряют прочность цементного моста при разгрузке НКТ с промывкой.

При наличии зон поглощений проводят изо­ляционные работы для снижения их интенсивности.

Выбирают тип тампонажного материала в за­висимости от интенсивности поглощения с учетом гео­лого-технических и температурных условий. В скважи­нах, в которых возможен гидроразрыв пласта, следует использовать облегченные тампонажные растворы.

При прямом тампонировании через специальные отверстия на заданной глубине в обсадной колонне простреливают отверстия, промывают скважину до полного удаления остаточного объема старого бурового раствора, закачивают расчетный объем тампонажного раствора, поднимают НКТ на 50-100 м и оставляют скважину на ОЗЦ. Определяют верхнюю границу цементного кольца за обсадной колонной. Разбуривают цементный стакан в обсадной колонне и проверяют ее на герметичность.

Обратное тампонирование применяют в случаях, когда над наращиваемым цементным коль­цом находится интенсивно поглощающий пласт. Тампонажный раствор с закупоривающими наполните­лями закачивают в заколонное пространство с устья.

Комбинированное тампонирование при­меняют в случаях, когда перед прямым тампониро­ванием не удается восстановить циркуляцию из-за на­личия в разрезе одной или нескольких зон поглоще­ний. Первую порцию тампонажного раствора закачивают прямым способом через отверстия, а вто­рую — обратным.

В случае если установлена негерметичность обсадной колонны в интервале спецотверстий, про­изводят дальнейшие работы по ликвидации негерме­тичности с применением стальных гофрированных пластырей.