- •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 фильтра-хвостовика в скважине и намыв гравия за фильтр
Создание гравийных фильтров в необсаженном продуктивном интервале с большим отклонением от вертикали и с горизонтальным простиранием ствола имеет свои особенности, оказывающие влияние на компоновку фильтра-хвостовика, на операции по его установке в скважину и намыву гравия за фильтр, что требует отдельного рассмотрения. В остальных случаях наиболее часто применяется на практике компоновка фильтра-хвостовика, в состав которой входят (снизу вверх): башмачный патрубок с глухой башмачной пробкой, секции фильтра-каркаса, надфильтровая труба, короткий сигнальный фильтр, циркуляционная муфта, пакер-подвеска и
_______________
Рис. 9.9. Компановка фильтра-хвостовика:
1-пакер-подвеска; 2 – циркуляционная муфта; 3 – контрольный фильтр; 4 – надфильтровая труба; 5 – секции фильтра-каркаса гравийной набивки; 6 - центратор; 7-башмачный патрубок; 8-глухая башмачная пробка.
центратор (рис. 9.9).
Узлы компоновки могут отличаться по своей конструкции в зависимости от глубины и профиля скважины, способа намыва гравия, а также в зависимости от фирм-поставщиков оборудования.
Длину надфильтровой трубы принимают из расчета создания за ней запаса гравия, достаточного для предот вращения оголения верхней части сборки фильтра-каркаса при уплотнении и усадке гравийной набивки в процессе эксплуатации скважины. Если намыв гравия осуществляется с вибрационным или гидродинамическим воздействием на гравийную набивку, достаточен 10-процентный запас от расчетного количества гравия; при отсутствии такого воздействия запас увеличивают до 20 — 30%.
Когда требуется изоляция непродуктивных пропластков и намыв гравия в 2 и более горизонтов, в компоновку фильтра-хвостовика включают трубные наружные пакеры, дополнительные циркуляционные муфты и «глухие» трубы.
Фильтр-хвостовик с открытыми отверстиями циркуляционной муфты спускают в скважину на бурильных трубах с установочным инструментом со скоростью, исключающей гидроразрыв продуктивного пласта, и подвешивают в нижней части эксплуатационной колонны с размещением секций фильтра-каркаса в расширенном продуктивном интервале ствола. Герметизацию пакером кольцевого пространства между эксплуатационной колонной и фильтром-хвостовиком производят до или после намыва гравия — в зависимости от способа намыва (прямой или обратной циркуляции). После этого спускают компоновку, состоящую из кроссовера с открытыми циркуляционными отверстиями вертлюга и присоединенных к кроссоверу лифтовых труб, длину которых принимают из расчета установки их конца ниже сборки фильтра-каркаса при намыве гравия. Спуск компоновки в скважину осуществляют на бурильных или насосно-компрессорных трубах с установочным инструментом и размещают кроссовер несколько выше циркуляционной муфты фильтра-хвостовика.
Обвязку трубопроводами наземного оборудования при намыве гравия через трубу прямой циркуляцией выполняют по схеме (рис. 9.10), в соответствии с которой жидкость-носитель поступает из емкости 1 на прием насоса 2 и закачивается в камеру перемешивания гравиесмесительной установки 3, откуда готовая смесь гравия с жидкостью-носителем подается через вертлюг 4 в колонну бурильных или насосно-компрессорных труб. Далее смесь поступает через отверстия кроссовера и циркуляционной муфты за фильтр-каркас, где гравий остается на забое, а отфильтрованная жидкость-носитель поднимается по лифтовым трубам к кроссоверу и через узел перекрестных потоков попадает в эксплуатационную колонну. По эксплуатационной колонне жидкость-носитель возвращается на поверхность в емкость 5, из которой подается насосом 6 в фильтровальную установку 7 и после очистки от механических примесей поступает в емкость 1 и т.д.
Рис. 9.10. Схема обвязки наземного оборудования при намыве гравия прямой циркуляцией:
1-ёмкость для очищенной жидкости-носителя гравия; 2-насос гравиесмесительной установки; 3-гравиесмесительная установка; 4-вертлюг; 5-ёмкость для приёма жидкости-носителя из скважины; 6-насос фильтрованной установки; 7-фильтрованная установка.
При производстве подготовительных работ предъявляются высокие требования к чистоте всех компонентов, участвующих в процессе намыва гравия: компоновки фильтра-хвостовика и кроссовера тщательно очищают от смазки и загрязнений, а емкости и трубопроводы от ржавчины и остаточных материалов с последующей промывкой; жидкость-носитель и промывочную жидкость отфильтровывают от механических примесей; при спуске в скважину труб с компоновками не допускают излишней смазки свинчиваемых резьбовых соединений.
Процесс намыва гравия начинают с совмещения отверстий кроссовера и циркуляционной муфты. Для этого в кроссовере создают давление порядка 15 • 105 Па и медленно опускают кроссовер до получения резкого падения давления, что свидетельствует о нахождении нижней пары колпачковых уплотнений под открытыми отверстиями циркуляционной муфты. Затем допускают кроссовер наполовину расстояния между парами колпачковых уплотнений для совмещения отверстий циркуляционной муфты и кроссовера; вращением инструмента закрывают отверстия муфты и проверяют надежность закрытия созданием давления в кроссовере. После этого открывают отверстия циркуляционной муфты, убеждаются в наличии циркуляции и приступают к приготовлению и намыву за фильтр-хвостовик смеси гравия с жидкостью-носителем.
В процессе намыва контролируют давление нагнетания смеси и полноту циркуляции, не допуская поглощения жидкости-носителя; поддерживают заданную концентрацию гравия в смеси, следят за полнотой очистки жидкости-носителя, своевременно заменяя фильтрующие элементы в фильтровальной установке.
После резкого повышения (скачка) давления нагнетания, что свидетельствует о перекрытии гравием контрольного фильтра, прекращают намыв, закрывают отверстия циркуляционной муфты и вымывают излишки гравия из труб обратной циркуляцией. Если объем фактически намытого гравия меньше 90% его расчетного количества, производят уплотнение гравийной набивки промывкой. Для этого извлекают из скважины компоновку кроссовера, исключают из нее лифтовые трубы и, спустив кроссовер с закрытыми отверстиями вертлюга в нижнюю часть сборки фильтра-каркаса, осуществляют промывку, перемещая кроссовер вверх в пределах сборки с вра щением. Затем процессы намыва гравийной набивки и ее уплотнения промывкой повторяют до намыва более 90% расчетного количества гравия. Принципиальные схемы работы узла перекрестных потоков кроссовера при выполнении этих процессов показаны на рис. 9.11.
А Б
Рис. 9.11. Схема намыва и уплотнения гравийной набивки с использованием кроссовера:
а — намыв гравия за фильтр-каркас; б — уплотнение гравийной набивки промывкой.
— кроссовер (А — отверстия вертлюга открыты; Б —закрыты);
— пакер-подвеска;
— управляемая циркуляционная муфта (А — открыта; Б — закрыта);
— трубы;
— секции фильтра—каркаса гравийной набивки.
При описанном способе намыва гравийной набивки, уплотнение которой происходит только за счет сил гравитации, практически невозможно добиться 100-процентной закачки расчетного количества гравия за фильтр-каркас, а неоднократное повторение операций по вымыву излишков гравия, промывке фильтра и намыву гравийной набивки существенно удорожает процесс.
