5. Назначение, устройство, краткая техническая характеристика цементировочных агрегатов.

Основное назначение ЦА - закачка цементного раствора в скважину. Кроме того они могут быть использованы для выполнения других работ в скважинах гидроразрыв пород, промывка песчаных пробок, опрессовка труб и колонн).

В состав ЦА входят основные узлы: цементировочный насос; мерные емкости: приемный бачок; водопадающий насос; комплект напорных трубопроводов.

Все оборудование смонтировано на транспортной базе автомобиля.

ЦА при цементировании работают в паре со смесительными машинами, которые готовят цементный раствор по следующей схеме: вода для затворения цемента подается в мерные емкости ЦА, оттуда водоподоющим насосом доставляется в смесительное устройство смесительной машины, где готовится цементный раствор. От смесительной машины цементный раствор подается в приемный бачок цементировочного агрегата, откуда цементировочным насосом по трубопроводу высокого давления закачивается в скважину.

Основные технические характеристики цем. агрегата: производительность цементировочного насоса и развиваемое насосом давление. В настоящее время для цементирования скважин применяются цементировочные агрегаты типа ЦА-100, ЦА-320, ЦА-400.

Билет № 21

1. Технология ремонта скважин, оборудованных ШГНУ.

Технология ремонта следующая:

Смена насоса:

1.Подготовительные работы.

2.Устанавливают специальный зажим для снятия полировочного штока.

3.Снижают давление в трубном и затрубном пространстве до атмосферного и отсоединяют выкидную линию от устьевой арматуры.

4.Поднимают с помощью спец. элеватора полировочный шток.

5.Устанавливают штанговый ключ на талевый блок.

6.Поднимают колонну штанг со вставным насосом или плунжером не вставного насоса.

7.Укладывают штанги на мостки ровными рядами. Между рядами штанг прокладывают деревянные прокладки с расстоянием между ними не более 1.5 метра. В процессе подъема штанг производят отбраковку и замену дефектных штанг на исправные.

8.Поднимают НКТ с цилиндром не вставного или замковой опорой вставного насоса с помощью автомата АПР-2ВБ. В процессе подъема НКТ производят их отбраковку и замену исправными.

Спуск насоса.

1.Перед спуском насоса в скважину проверяют плавность хода плунжера. Во вставных насосах дополнительно проверяют состояние стопорного конуса. Неисправность насоса устраняют в мастерских.

2.Опускают защитное приспособление (фильтр, предохранительную сетку и т.д.), цилиндр не вставного или замковую опору вставного насоса в колонну НКТ с помощью автомата АПР-2ВБ.

3.Спускают колонну штанг с плунжером вставного или цилиндром не вставного насоса.

4.Соединяют верхнюю штангу с полировочным штоком в соответствии с правилами подготовки плунжера в цилиндре насоса.

5.Собирают устьевое оборудование и запускают скважину в эксплуатацию.

2. В каких частях и разделах технического проекта используются сведения:

- о механических свойствах горных пород;

- о возможных осложнениях в скважине;

- о результатах испытаний пластов и гидродинамических исследований?

1. В геологической части пояснительной записки

2. В задании на проектирование

3. Определение механических свойств горных пород методом Шрейнера Л.А.

Твердость (тех. понятие) – величина сопротивления разрушению поверхности породы при вдавливании в нее индентора (способность г.п. сопротивляться вдавливанием или проникновением в нее другого тела).

Метод Л.А. Шрейнера позволяет записать деформационную кривую: связь между силой вдавливания F и глубиной δ внедрения индентора в поверхность образца горной породы (рис.).

Отклонение от линейной связи между силой вдавливания и абсолютной деформацией горной породы в методике Л.А.Шрейнера связывается с развитием пластической деформации в горной породе под пятном контакта.

Твердость Н горной породы определяется выражением. H = F_b / S_Ш

где Sш - площадь торца цилиндрического индентора.

Для пластично-хрупких горных пород аналогичым соотношением вводится понятие условного предела текучести (предел упругости) P₀ = F_a / S_Ш

где Fа - величина силы вдавливания в точке возникновения нелинейного участка на деформационной кривой.

Все г.п. по величине твердости Н и предела текучести Р₀ разделены на 3 типа: М, С, Т.

4.Технические средства для проводки дополнительного горизонтального ствола скважины.

1. Универсальное вырезающее устройство.

2. Винтовые двигатели-отклонители.

3. Устройство для ориентирования отклонителя в обсадной колонне с гироскопическим инклинометром.

4. Малогабаритная телеметрическая система ЭТО.

5. Механический инклинометр с часовым механизмом.

6. Устройство для подвески и герметизации потайных обсадных колонн.

5. Признаки НГВП.

1. увеличивается механическая скорость бурения;

2. меняется d - экспонента;

3. возрастает крутящий момент;

4. возрастает нагрузка на долото;

5. изменяется давление раствора на стояке (либо ув., либо ум. но прежним не остается);

6. увеличивается уровень раствора в приемных емкостях;

7. шлам становится остроугольным (отколы), а не округлым

8. увеличивается расход раствора на устье (закачиваем 30м3, выходит 40м3);

9. газосодержание раствора;

10. сужение ствола;

11. увеличивается содержание хлоридов в фильтрате;

12. плотность глин;

13. меняется электросопротивление частиц шлама.

14. появление нефтяной пленки