Технология сооружения водозаборных скважин

4.5 Гидроизоляция заколонного пространства

Способ гидроизоляция заколонного пространства определяется предъявляемыми к качеству гидроизоляции требованиями. В настоящем разделе рассматриваются только вопросы гидроизоляции цементным раствором заколонного пространства скважин одноколонной конструкции со спуском фильтра на эксплуатационной колонне из полимерных труб. В связи с этим вопросы гидроизоляции могут рассматриваться со следующим позиций:

- предотвращение межпластовых перетоков;

- предотвращение смятия обсадных колонн наружным (горным или гидростатическим) давлением.

Предотвращение межпластовых перетоков требует применения современной технологии цементирования. Применительно к скважинам, оборудованных полиэтиленовыми трубами, необходимо соблюдение технологических требований для достижения надежного разобщения заколонного пространства цементным раствором:

- центрирование обсадных труб;

- применение стабильных седиментационноустойчивых цементных растворов;

- применение буферных жидкостей.

Центрирование обсадных труб и применение буферных жидкостей при малых скоростях восходящего потока цементного раствора обеспечивает высокий коэффициент замещения бурового раствора цементным и достаточно более высокое качество цементирования. При этом в качестве буферной жидкости может быть использована техническая вода.

Применение стабильных седиментационноустойчивых цементных растворов обеспечивает цементного камня без усадки.

Подача цементного раствора в заколонное пространство производится по бурильным трубам, спущенным внутрь эксплуатационной колонны. При этом эксплуатационная колонна имеет в своем составе заливочную муфту для подачи цементного раствора в заколонное пространство. Конструкция заливочных муфт может быть различна: с резиновым обратным клапаном (типа МЗП-110 конструкции Коновалова Л.П., приложение №1) или подвижным металлическим клапаном (приложение №2). В первом случае для подачи цементного раствора может использоваться буровой снаряд двух типов:

1 - с 2 внутриколонными пакерами, разделенными перфорированной бурильной трубой, устанавливаемой в интервале муфты типа МЗП-110, причем верхний внутриколонный пакер является проходным, а нижний - глухим;

2 - с опорной глухой пятой и верхним проходным внутриколонным пакером, между которыми расположена перфорированная бурильная труба, В этом случае в обсадных трубах ниже заливочной муфты устанавливается упорное кольцо для опорной глухой пяты (приложение; 3).

Наиболее надежной конструкцией внутриколонного пакера, как показала опыт, является внутриколонный механический пакер, схема которого приведена в приложении № 4.

Для проведения работ с заливочной муфтой, имеющей в своем составе подвижный металлический клапан, может применяться буровой снаряд второго типа (с опорной глухой пятой и проходным внутриколонным пакером), однако, целесообразнее замена глухой опорной пяты на опорный узел подвижным посадочным седлом (приложение №5), ход штока которого превышает ход подвижного клапана заливочной муфты. Это объясняется необходимостью промывки внутриколонной полости бурильных и обсадных труб для удаления из них остатков цементного раствора после окончания цементирования. При этом буровой снаряд, весом которого открывается клапан и производится распакировка внутриколонного пакера, приподнимается на величину, большую суммарного хода клапана в внутриколонного пакера, не меньшую хода штока спорного узла с посадочным седлом относительно корпуса спорного узла.

Следует иметь ввиду, что подача цементного раствора при цементировании заколонного пространства не должна приводить к перетокам цементного раствора в зону фильтра. Для этого в состав эксплуатационной колоны нижа заливочной муфти выключается заколонного разделительное устройство. Конструкция устройства может быть самая различная: резиновые разобщающие манжеты, заколонные покеры, пескозаполненые устройства и т.д.

Резиновое манжеты типа Цм-110/170, 110/220, 140/270 является наиболее простым типом разобщающих заклонных устройств и устанавливаются, как правило, на отбуренный в скважине уступ, например, переход 190,5/151 мм, 215,9/161 мм и т.д. Принципиальная конструкция манжеты приведена в приложении. Для повышения надежности с целью перекрытия каналов для перетока цементного раствора ниже места установки манжет в стволах скважин сложного геометрического сечения непосредственно выше и ниже резиновой устанавливаются по 3-5 манжет из полиэтиленовой пленки, причем диаметр полиэтиленовых манжет превышает диаметр резиновых манжет по верху на 50-150 мм.

Принципиальные схемы пескозаполненных разобщающих устройств и порядок их работы приведены в приложении № 6а /27/. Устройство, приведенное в приложении № 6а, представляет собой закрепленный на эксплуатационной колонне тканевый рукав. Наружный периметр тканевого рукава больше периметра ствола скважины в месте установки устройства. При спуске устройства в скважину до приведения его в рабочее положение тканевый рукав разделен на секции с помощью промежуточных колец. Прочность этих колец при создании внутри рукава избыточного давления меньше прочности материала рукава и прочности верхнего крепежного кольца. Прочность верхнего крепежного кольца меньше прочности материала рукава и нижней заделки. Для предотвращения смещения колец по эксплуатационной колонне на обсадной трубе в месте их установки выполнены кольцевые проточки.

Секции устройства частично заполнены сыпучим материалом (песком) с добавками набухающего материала (бентонитового глинопорошка).

Для приведения устройства в рабочее положение при подаче буферной жидкости и подачи цементного раствора с состав эксплуатационной колонны ниже верхней заделки включается обратный клапан (заливочная муфта). Подача буферной жидкости и цементного раствора производится по опущенным внутрь эксплуатационной колонны бурильным трубам с перекрытием межтрубного пространства внутрикоконным пакерами, между которыми расположена перфорированная бурильная труба.

Устройство работает следующим образом. После спуска эксплуатационной колонны с устройством в заданный интервал скважины внутрь эксплуатационной колонны спускаются бурильные или насосно-компрессорные трубы с внутрикоконными пакерами. При подаче буферной жидкости по бурильным трубам через перфорированные отверстия и обратный клапан заливочной муфты внутрь устройства при избыточном давлении большем, чем механическая прочность промежуточных колец, происходит разрушение этих колец и сыпучий и набухающий материалы послойно заполняют нижнюю часть устройства. При дальнейшем повышении давления подачи буферной жидкости происходит разрушение верхнего кольца и сначала буферная жидкость, а затем цементный раствор в необходимом количестве подаются в закланное пространство.

Подача цементного раствора сопровождается увеличением перепада давления между столбами жидкости выше и ниже места из материала засыпки. Набухание материала (глинопорошка) происходит в контакте с водной фазой бурового раствора в процессе спуска устройства в скважину, установки в заданный интервал и приведения его в рабочее положение. При уплотнении сыпучего материала в процессе цементирования набухающей материал заполняет каналы между частицами и препятствует проникновению цементного раствора ниже места установки устройства.

Устройство, приведенное в приложении 5Б отличается отписанного выше тем, что нижняя секция имеет больший, а верхние секции меньший периметры, чем ствол скважины в интервале установки устройства. При этом в нижней секции устанавливается эластичная разделительная манжета, а остальные секции частично заполняется сыпучем материалами.

Заколонные пакеры для разобщения заколонного пространства, скважин, оборудованных с применение полимерных труб, не нашли широкого применения в связи со сложностью конструкции. Большая работа по созданию различных конструкций заколонных пакеров была выполнена Коноваловым Л.П. О Ушаковым М.И. (Ленинабадский горнохимический комбинат), Грима В.Г., Ефремкин Ю.И.(СКО-1 НИКБООР) и др.

Технические характеристики заколонного гидравлического пакера ЗП-2-110 конструкции Коновалова Л.П. приведена в таблице 31.

Таблица 31

Характеристика	Един. Изм.	Величина
Максимальный наружный диаметр в исходном состоянии Диаметр проходного канала Длина в рабочем положении Оптимальный коэффициент пакеровки Максимальный коэффициент пакеровки Оптимальное избыточное давление при пакеровке Максимальное избыточное давление при пакеровке Диаметр проходного канала заливочной Муфти Избыточное давление открытия клапана заливочной муфты	Мм « « мПа « мм мПа	150 74 1500 1,45 2,2 2,5 6,0 74 0,8

Следует иметь ввиду, что для достижения максимальной надежности разобщение закланного пространства с целью предотвращения перетолков цементного раствора целесообразно перед подачей буферной жидкости промыть заколонное пространство маловязким глинистым раствором, целесообразно перед подачей буферной жидкости промыть заколонное пространство маловязким глинистым раствором, после сего прокачать по заколонному пространству 1,5-2м3 низкокачественного малоглинистого раствора, утяжеленного баритовым порошком. При этом на выходе из заливочной муфты в заколонного разобщающего устройства любой конструкции, перекрывая возможные каналы перетоков цементного раствора.

Высокое качество разобщения водоносных горизонтов в заколонном пространстве может быть достигнуто применением устройств в виде эластичных водонепроницаемых рукавов, частично заполненных цементным раствором и устанавливаемых в интервалах непроницаемых пород между разобщаемыми водоносными горизонтами (приложение №7). Указанное устройство (авторы А.Г.Иванов, И.К. Кухаренко и др.) позволяет существенно снизить расход цемента на гидроизоляцию заколонного пространства и обеспечить высокое качество цементного камня. Известно, это для предотвращения межпластовых перетоков по заколонному пространству при градиенте давления в система «обсадная колоннацементное кольцо - стенка скважины»5,0 мПа/м достаточно двухметровой цементной экранирующей оболочки /14, стр.24 . В связи с этим высоту цементного раствора в оболочке следует принимать равной не мене 2м, оболочку заполнять седиментационноустойчивым расширяющимся цементным раствором, а заколонное пространство после обсадки до начала схватывания цементного раствора желательно промыть технической водой.

Приведенные технологии гидроизоляции (разобщения) заколонного пространства могут быть использованы при условии, что обсадных трубы не будут разрушены избыточным заколонным давлением при цементировании или эксплуатации скважин. Для предотвращения смятия обсадных полиэтиленовых труб при цементировании подача цементного раствора производится при создании избыточного внутриколонного давления. Для этого цементируемая колонна заполняется глинистым раствором до устья, причем внутри колонны, при необходимости, может дополнительно создаваться и поддерживаться необходимое избыточное давление воздухом или жидкостью. Подача цементного раствора производится по бурильным трубам, спущенным низким в заколонное пространство. Указанная технология отличается низким качеством цементирования с точки, энергия межпластовых перетоков, требует бурения ствола скважины породоразрушающими наконечника увеличенного диаметра но обеспечивает предотвращения снятия обсадных колонн избыточным наружным давлением.

Указанные способы цементирования полимерных обсадных колонн являются основными, применяемыми в практике работ.

4.6 Освоение скважин

Освоение скважин, оборудованных с применением полимерных материалов, производится как правило, эрлифтной прокачкой. Перед прокачкой прифильтровая зона промывается технической водой для удаления глинистого раствора из скважины. Собственно прокачка производится использованием эксплуатационной колонны в качестве водоподъемный шлаг типа ПНД25Т. ПНД32Т, ПНД40Т в зависимости отруб эксплуатационной колонн. При прокачке скважина оборудуется оголовками различной конструкции.

Использование полиэтиленовых шлагов исключает необходимости применения грузоподъемных средств для оборудования скважин воздушными трубами, а работа по спуску и извлечению шланга может выполнить один человек.

Перед проведением эрлифтной прокачки для увеличения дебита прифильтровая зона может быть обработано с использованием пневноимпульсах установок АСП, гидровибраторов типа ГВ-2, компрессоров высокого давления типа СД-95/101, а также с применением различных видов химических обработок.

При проведении пневмоимпульсных обработок в скважинах оборудованных полимерными трубами и фильтрами используется пневмоточник диам. 50 мм. Основные технические характеристики установки приведены в таблице 32.

Таблица 32

Характеристика	Един. Изм.	Велечина
Глубина обрабатываемых скважин Минимальный внутренний диаметр Колонны Рабочее давление сжатого воздуха частота импульсов Диаметр пневмокамеры Емкость баллонов сжатого воздуха Тип компрессора Типоразмер шланга	м мм мПа имп/Мин мм дм3	300 70 10-15,0 30 50 ПК-200/50 120 АК-2/150м мПШ-6; мПШ-10

При проведении пневмоимлуьсных обработок следует иметь ввиду, что обработка в зоне фильтра во избежание расстройства резьбовых соединений полимерных труб.

Факторами, снижающими эффективность пневмообработки, являются следующие /15/:

- высокий % глинистых частиц в породах водоносного горизонта;

- задержка с проведением прокачки после пневмообратботки;

- малая интенсивность прокачками (прокачки 1,50 раб) после пневмообработки, приводящая к осаждению мелких фракций проникшего в фильтр песка и частичному или полному закрытию фильтра.

Скорость пневмообработки фильтра составляет около 0,1/С.

Гидровиратор типа ГВ-2, опускаемый в обрабатываемый интервал фильтра на бурильных трубах, разработан под руководством А.В. Савченко и имеет параметры, приведенные в таблице 33.

Таблица 33

Характеристика	Един. Изм.	Величина
Энергия единичного удара максимальное давление на дисках рабочего органа Расход рабочей жидкости Амплитуда колебаний дисков Частота колебаний Диаметр корпуса Диаметр дисков Длина Рабочая жидкость	ДЖ мПа дм3/Мин мм ед/Мин мм мм мм	0,17-8,0 10,0 100-250 до 20 до 2000 60 70-200 1830 вода

Выполненный авторами анализ результатов эрлифтром прокачки 177 скважин, сооруженных для эксплуатации водоносного горизонта, представленного песками различной крупности со средним коэффициентом фильтрации Кф=5 м/сут, показал, что между дебитом скважины Q и длиной фильтра существует для анализируемых условий зависимость:

(8)

Глубины анализируемых скважин составляли 280-290 м, длина фильтра от 5,3 до 27,6 м, а глубина статического уровняют поверхности от -5 до -28 м. скважин были оборудованы эксплуатационной колонной из труб ТНД11ОСТ с фильтрами КДФ-120-90-0,8.

Очевидно, для других гидрогеологических условий и конструкций скважин числовые коэффициенты в приведенной зависимости изменяется при сохранении тенденции к снижению прироста дебита увеличением длины фильтра.

Аналогичными зависимостями для конкретных конструкций скважин в одинаковых условиях можно пользоваться для определения оптимальной длины фильтра.

4.7 Геофизическое исследования в скважинах

Как правило, при сооружении водозаборных скважин производится несколько видов каротажа, которые можно подразделить на литологический (первичный) и технологический.

Первичный комплекс исследований включает в себя стандартный электрокаротаж (КС+ПС), гамма-каротаж (ГК), кавернометрию, инклинометрию. Этот комплекс проводят для качественно расчленения по литологическому составу пород, вскрытых скважиной, и уточнения проектных интервалов установки фильтра.

Технологический каротаж выполняется в скважинах, оборудованных с применением полимерных материалов, для решения следующих задач;

- контроль состояния целостности эксплуатационной колоны;

- утонение фактической глубины положения фильтра в скважине;

- уточнение интервала гидроизоляции закланного пространства цементным раствором;

- определение рабочих интервалов фильтра после освоения;

- определение заколонных межпластовых перетоков между водоносными горизонтами с различной минерализацией пластовых вод.

Указанные задачи решаются как непосредственно после выполнения определенных этапов сооружения скважины, так и в процессе ее эксплуатации.

Контроль состояния целостности полимерных обсадных колонн, а также уточнение фактических глубина установки фильтра в скважине производятся выполнение токового каротажа. Интервал гидроизоляции заколонного пространства цементным раствором определяется проведением термометрии или гамма-гамма-каротажа.

Определение рабочих интервалов фильтра после освоения или их изменение вследствие кольматации в процессе эксплуатации скважин уточняется проведением расходометрии.

Для скважин, оборудованных полиэтиленовыми обсадными колонами, эффективным методом определения заколонных межпластовых перетоков вод различной минерализацией, а также определения глубины установки на колоне металлических элементов оснастки (защитные Муфты, центраторы и т.д.) является индукционный каротаж.

Методика проведения приведенных видов геофизических исследований в скважинах широко отражена в специальной литературе. /12 и др./.

5. РЕМОНТ СКВАЖИН

5.1 Основные сведения по ремонту скважин

Эксплуатация скважин различного целевого назначение (водозаборные, нефтяные, газовые, геотехнологические и т.д. ) связана с изменением первоначально достигнутых параметров и нарушением технического состояния. В частности, все отклонения в техническом состоянии водозаборных скважин, оборудованных с использаваннием полимерных материалов, можно разделить на две следующие основные группы;

1 Дефекты эксплуатационной колоны

2 Дефекты прифильтровой зоны.

Дефекты 1 группы: нарушение герметичности эксплуатационных колонн и передавливание (служение внутреннего сечения) обсадных полиэтиленовых труб.

Дефекты 2 группы: снижение дебита и запескованности фильтра.

В связи с вышеизложенным и все виды ремонтов на скважинах можно на ремонтные работы по подержанию дебита скважин на требуемом уровне.

5.2 Способы поддержание дебита

В технической литературе широко описаны различные способы увеличения и поддержания дебита водозаборных скважин на требуемом уровне. Эти способы включают применение как физических, так и химических методов. Эффективность применения различных способов восстановления дебита скважин, оборудованных полимерными трубами (на примере технологических скважин) приведена в таблице 34/4/ .

Таблица 34

Вид ремонтно - восстановительных работ	Число. отраб. скваж.	Число обрабо- ток	Увеличение дебита, м3/час
УОС-ПВ АСП-ПБ СД-9,5/101 Азотнокислотный Сернокислотный Триполифосфатная обработка	242 172 63 6 34 15	381 527 88 6 37 15	1,96 4,64 6,2 4,0 3,3 4,5

Установка УОС-ПБ предусматривает очистку скважин от песка.

Следует иметь ввиду, что для повышения дебита скважин, оборудованных с применением полимерных материалов, применимы любые известные способы, исключающие ударные нагрузки на элементы полимерных обсадных труб. При этом создание понижения уровня к созданию критического перепада давлений между внутренней полостью колонны и заболонным пространством, так как при этом возможно передавливание обсадных труб.

5.3 Ликвидация пескования скважин

Причиной пескования является несоответствие оборудования и конструкций фильтров скважин гранулометрическому составу песков водоносного горизонта.

Все существующие способы предотвращения пескования скважин различного целевого назначения можно разделить на три основные группы:

А - предупреждающие;

Б - ремонтные;

В - универсальное

К группе А можно отнести следующие способы:

1- подбор размеров отверстий фильтров, соответствующих гранулометрическому составу песков водоносного горизонта;

2 - выбор режима водоотбора, исключающего суффозионные явления;

3 - устройство гравийных обсыпок;

4 - обеспечение равного водопритока по длине фильтра.

К группе Б относятся следующие способы:

1- периодическое механическое удаление песчаных пробок из фильтров промывкой или прокачкой;

2 - установка внутри основного фильтра дополнительного с меньшими фильтрующих отверстий;

3 - заполнение фильтра зернистым материалом, задерживающих поступающие внутрь фильтра частицы песка.

К группе универсальных можно отнести способы, основанные на консолидации частиц эксплуатируемого применением цементирующих (клеящих) материалов.

Способы группы А широко освещены в технической литературе /3,24 и др./. Широко известны также способы группы Б1.Указанные способы реализуются применением промывок песчаных пробок или их удалением прокачкой или желонированием. При этом прокачка, как правило, должна производится с использованием компрессоров высокого давления с максимальным погружением воздушных труб. Механизированный устройство для выполнения подобной операции является установка УОС-ПВ, разработанная изготавливаемая в ПО «Южполиметалл». Технические характеристики установки приведены в таблице 35.

Таблица 35

Характеристика	Един. изм.	Величина
Глубина скважин Минимальный внутренний диаметр фильтра Скорость чистки от песка Диаметр водоподъемной трубы Скорость спуска-подъема трубы Компрессор Шасси	м м м/час м/с	300 68 1,5-6,0 50 0,5 -10 500

Установка разрабатывалась для геотехнологических скважин, оборудованных полимерными колонами и фильтрами.

Оборудованных смонтировано на автомобильном шасси мАЗ-500 (базовый автомобиль буровой установки 1ба-15). в состав оборудования входят: компрессор, барабан с водоподъемной трубой, шлангоукладчик, подающее устройство, пневмодвигатель с редуктором, емкость для сбора откачиваемой жидкости, центробежный насос, пульт управления.

Привод компрессора и центробежного насосы осуществляется через коробку отбора мощности от двигателя автошасси. В качестве коробку отбора мощности от двигателя автошасси. В качестве водоподъемной используется полиэтиленовая труба ПНД50Т. Способ откачки водопесчаной смеси - эрлифный. Воздухоподающая труба типа ПНД25Т размещена внутри водоподъемной для более удобного выполнения спуско - подъемных операций. Спуск-подъем водоподъемной трубы механизирован с использованием пневмодвигателя.

Разработкой способов группы В занимались различные исследователи, результаты работ которых приведены в разнообразных источниках 2,5,19 и др./.

В частности, для консолидации песчаных частиц предлагается использовать смолы растворяемым наполнителем (смеси типа «Канторен», разработанные во ВНИИКР нефть), креплений призабойных зон нефтяных скважин коксованием /1,8,28/, использование реакции конденсации ароматических составляющих нефти с формальдегидом с образованием крепителей -формалитов /10/.

Использование симпатических смол: фенол-мочевино - и метеломинформальдегидных, эпоксидных, фенолспартов и т.д. связано с их дороговизной и дефицитностью, хотя они достаточно прочны, коррозионностойки и удовлетворяют требованиям, предъявляемым к креплению рыхлых коллекторов.

Пластовая нефть используется для консолидации нефтенасыщенных песков нефтяных скважин. В выполнены работы и получены положительные результаты по консолидации песков с применением битумно-масляных смесей (БМС).

Технология ремонтных работ предусматривает подачу БМС под давлением, превышающим перепад давления между водоносным горизонтом и скважиной при откачке не менее, чем в 3,5-4,0 раза. При этом состоит из 2-3 частей битума и 1 части дизмасла, а перед пуском скважины в работу она прокачивается для полного удаления пластификатора (масла).

На основании выполненных лабораторных исследований с участием Иванова А.Г.,Самарина К.Э. Александра С.А.установлена возможность использования в качестве фильтрующего материала для съемных фильтров упаковочной сетки из полимерных нитей диам. 0,3-0,4 мм. При этом число слоев сетки на перфорированном каркасе для ликвидации пескования должно составлять не менее 6, а интенсивность прокачки скважины в продолжение не менее 30 минут непосредственно после установки съемного фильтра внутри основного каркаса - максимальная.

В целом вопрос выбора способа ликвидации пескования водозаборных скважин решается индивидуально в каждом конкретном случае.

5.4 Ремонт обсадных колонн

Негерметичность обсадных колонн для скважин любого целевого назначение является дефектным, требующим проведения ремонтно-изоляционных работ для предотвращения последствие смешения пластовых жидкостей различных водоносных горизонтов.

Проблемы заколонного ремонта возникают при сооружении и эксплуатации скважин различного целевого назначения, поскольку первоначальное цементирование обсадных колонн может оказаться некачественным при условии использования самой совершенной технологии, новейших технических средств, соответствующих тампонажный раствора и камня /23/. Это определяется влиянием на процесс цементирования множества факторов, не поддающихся зачастую моделированию.

Вопросы определения герметичности эксплуатационных колонн из полимерных материалов рассматривались в работе /7/, а вопросы заколонного ремонта - в работе /8/. В этих, а также ряде других работ, обосновано применение для проведения заколонного ремонта битумно-масляных смесей. Битумно-масленые смеси оставляют внутри обсадных полимерных труб твердых остатков, необходимость разрушения которых может приводить к разрушению самих труб.

Опытные работы по применению БМС проводились авторами совместно с Самариным К.Э., Александровым С.А. и др. Лабораторные исследования, выполненные на установке по исследованию проницаемости керна УИПК-1м, показали, что битумно-масляная смесь, приготовленная из 2-3 частей битума и 1 части моторного масла, надежно кольматирует образцы песка различного грануло - метрического состава с образованием непроницаемого асфальтоподобного экрана. При этом давление подачи БМС должно соответствовать условию:

(9)

где: , , , - соответственно давления подачи при ремонте разрубающее внутрикоконное для материала обсадных труб, максимальное противодавление в режиме понижения уровня жидкости в колонне, максимальное давление на устье в режиме нагнетания жидкости (при проведении химических обработок прифильтровой зоны и т.д.).

Технология подачи в заколонное пространство для блокирования каналов движения жидкости в заколонном пространстве соответствует технологии цементирования с использованием глухого и проходного пакеров, устанавливаемых выше и ниже места нарушения герметичности эксплуатационной колонн (см. раздел 4,5).

Интенсивность утечки жидкости из эксплуатационной колонны определяется прямыми методами проведением прессовки. Для этого внутрь эксплуатационной колоны в интервал ниже места предполагаемого нарушения на бурильных трубах спускается глухой внутрикоконный пакер, эксплуатационная колона заполняется жидкостью до устья и через опрессовочную головку в течение 10-30 минут создается постоянное давление газа. По величине падения уровня жидкости в эксплуатационной колонне после окончания опрессовки определяется интенсивность перетока жидкости в заколонное пространство и оценивается герметичность обсадных труб.

Ликвидация зауженных участков обсадных колонны производится фрезерованием с использованием фрезы, принципиальная конструкция которой приведена в приложении №8. При этом фрезерование допустимо только для тех скважин, зауженные участки обсадных колонн у которых обеспечивают пропуск направляющих фрезы. Фрезерование производится с промывкой технической водой на 1 скорости бурового станка.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Байбаков Н.К., Гарушев А.Р. Тепловые Методы разработки нефтяных месторождений. М., Недра, 1981, 286с.

2. Булатов А.И.,Авестисов А.Г. Справочник инженера по бурению. М., Недра, 1985.

3. Гаврилко В. М, Алексеев В.С. Фильтры буровых скважин. М., Недра, 1985,334 с.

4. Гейнц П.Ф., Крабцов В.А, Горохов Д.С. Махмутов Р.А. Оценка эффективности ремонтно-восстановительных работ на технологических скважинах при подземном выщелачивании металлов. Технический прогресс в атомной промышленности. Серия Горнометаллургическое производство, №3, 1989 стр. 20-24.

5. Дадыка В.И., Шейкин С.м., Изюмова Н.А., Минина Т.Б., Новикова Т.С. Полимерный состав для креплений призабойной зоны пескопроявляющих скважин. Сб. Совершенствование техники и технологии промывки скважин. Краснодар, ВНИИКрнефить, 1988, стр. 94-99.

6. Зубарев А.Б. Условия работы, обоснование конструкции и технологии применения полиэтиленовых обсадных колонн для крепление технологических скважин подземного выщелачивания металлов. Автореф. Канд. Диссертации. М., МГРИ, 1983, 24с.

7. Иванов А.Г., Костин В.А, Остапец Н.А., Ежов А.П. Опыт определения герметичности эксплуатационных колонн методом опрессовки. Технический прогресс в атомной промышленности. Серия «Торно-Металлургическое производство» №3, 1989, стр.17-20.

8. Иванов А.Г., Костин В.А, Остапец Н.А., Ежов А.П. Опыт восстановление герметичности технологических скважин ПВ. Технический прогресс в атомной промышленности. Серия «Торно-Металлургическое производство», №6, 1989, стр. 17-19.

9. Инструкция на технологию крепления призабойной зоны скважин коксованием на месторождении Каражанбас. РД 39-0148290-006 ВНИИ-86. НПО Союзтермнефть, 8с.

10. Исследование возможности участия нефти в образовании цементирующих породу структур. Отчет о НИР. ВНИПИтермнефть, Краснодар, 1988, 28 с.

11. Касперский Б.В. проникновение твердой фазы буровых растворов в пористую среду. Нефтяное хозяйство, 1971, №9.

12. Квашнин Т.П. технология вскрытия и освоения водоносных пластов. М., Недра, 1987, 247с.

13. Кравцов Б.И. применение глино-цементных растворов для предварительного тампонирования обводненных пород. М., ЦНИЭИ, 1970, 45с.

14. А.К.Куксов, С.С. Гусев, Ю.Д. Комнатный, А.В. Черненко. О градиента давления гидропрорыва обезвоженных тампонажных растворов. Теория и практика крепления скважин. Сб. научных трудов. Краснодар, ВНИИКрнефть, 1989.

15. Методические рекомендации по применению пневмоимпульсной техники для увеличения производительности геотехнологических скважин. Мингео ССР, НПО «Союзпромгеофизика», ВНИПИ взрывгеофизика, м., 1985.

16. Метод селективной закупорки пластов для регулирования профилей притока или приемистости. ЭИ Нефтегазодобывающая промышленность, м., ВИНИТИ,1977,№2.

17. Опытно-методические работы по совершенствованию технологии вскрытия продуктивных данных на площадях. Бухаро-Хивинской нефтегазоносной области и юго-западных отрогов Гиссара. Руководить А.Р. Аминов, Ташкент, 1988, 160 с.

18. Отчет СКО-2 НИКБООР за 1984 год по теме 577.

19. Рябоконь С.Н., Гольдштейн В.В. перспективны развития полимерных тампонажных материалов. Нефтяное хозяйство, 1989, № 5, с-7-13.

20. Панков А.В. Состояние и перспективы развития техники и технологии сооружения скважин на воду. Тез. Докладов Всесоюзной школы передового опыта. Ульяновск, 1990, стр. 1-2.

21. Прусова Н.Л. исследование закупоривания проницаемых пород дисперсной фазой различных буровых растворов и разработка очистительных устройств. Канд. дисс., М., ВНИИБТ, 1988, 163 с.

22. Сергиенко И.А., Мосев А.Ф. Бочко Э.А. Пименова М.К, Бурение и оборудование геотехнических скважин. М., Недра, 1984,224 с.

23. Серенко И.А., Сидров Н.А. Кошелев А.Т. Повторное цементирование при строительстве и эксплуатации скважин М, Недра, 1988, 263с.

24. справочник по бурению скважин на воду. Под ред. Д.Н. Башкатова. М., Недра, 1980, 560 с.

25. Толстой М.П., Малыгин В.А. геология и гидрогеология М., Недра, 1988318 с.

26. Трубы и соединительные детали из термопластов. НПО «Пластик», отд. НИИТЭИ, г. Черкассы, 1985, 39 с.

27. Авт. свид. СССР № по заявке 4681738/24-03 кл. Е21В 33/14 с приоритетом от 02.03.89 г., на которое получено Мымрин П.А. и др.).

28. Passi М.R., Brigman W.E., Ramey Y.I, Reaction Kinetics of In - City Gombustion, Part1- obervations. Soc. Petrol. Eng. I., 1984 v 24, №44, p.399-407.

ПРИЛОЖЕНИЕ 1

1 Корпус

2 2 Кольцо предохранительное

3 Клапан

ПРИЛОЖЕНИЕ 2

УЗЕЛ ПОДАЧИ ЦЕМЕНТНОГО РАСТВОРА

1. Верхний переходник

2. Подвижная втулка

3.Отверстия подачи цем. раствора

4.Крепление резиновой пружины

5. Резиновая пружина

6. Корпус

7. Неподвижная втулка

8. Упорная втулка

9. Нижний переход

ПРИЛОЖЕНИЕ 3

ВСТАВКА ДЛЯ ПОДСТАНОВКИ УТЯЖЕЛИТЕЛЯ

1-Труба ПНД11СТ

2-Вставка (СТ3,СТ5)

ПРИЛОЖЕНИЕ 4

СХЕМА ВНУТРИКОЛОННОГО МЕХАНИЧЕСКОГО ПАКЕРА

1 Подвижный шток

2 Уплотнительный упругий элемент

3 Упругая муфта

4 Упорная гайка

5 переходник

ПРИЛОЖЕНИЕ 5

ПОСАДОЧНЫЙ УЗЕЛ

ПРИЛОЖЕНИЕ 6А

Устройство для разобщения закланного пространства и порядок его работы

1а - устройство до приведения в рабочее положение;

1б - приведение устройства в рабочее положение;

1б - подача цементного раствора;

1-эксплуатационная колонная колонна; 2-тканевый рукав; 3-ствол скважины; 4-секций устройство; 5-промежуточные кольца; 6-верхнее крепежное кольцо; 7-нижняя заделка; 8-кольцевые проточки: 9-сыпучии материалы; 10-набухающий материал; 11-буферная жидкость; 12-цементный раствор; 13-обратный клапан; 14-бурильные (насосно-компрессорные) трубы; 15-верхний внутри колонный пакер; 16-нижний внутрикоконный пакер, 17-перфорированные отверстия.

ПРИЛОЖЕНИЕ 6 Б

Устройство для разорщения заколонного пространства скважин

а) - устройства до приведения в рабочее положение;

б) - приведение устройства в рабочее положение;

в) - подача цементного раствора;

1-обсаднная колонна; 2,3 - тканевый рукав (участок большего и меньшего диаметров); 4-ствол скважины; 5-секции тканевого рукава; 6-промежуточный разрушаемые кольца; 7-верхнее крепежное кольцо; 8-нижняя заделка; 9-кольцевые проточки; 10-разделительная манжета; 11-сыпучий материала; 12-набухающие добавки; 13-буферная жидкость; 14-цементный раствор; 15-обратный клапан; 16-бурульные трубы; 17,18 - верхний и нижний внутрикоконный пакеры; 19-перфорированные отверстия.

ПРИЛОЖЕНИЕ 7

Устройство для разобщения водоносных горизонтов в заколонном пространстве. 1 - обсадная труба; 2-эластичный водонепроницаемый рукав; 3-проточки; 4 - хомуты; 5-цементный раствор; 6-свободное пространство.

ПРИЛОЖЕНИЕ 8

7- Эксплуатационная колонна;

8-фильтр; 9-отстойник;

10-центрерующие фонари;

11-водонеприноцаемые

12 - водоносные горизонты;

14 - ствол скважины;

15-промывочная жидкость;

Устройство для разобщения водоносных горизонтов в заколонном пространстве.

 ПРИЛОЖЕНИЕ 8

ПРИНЦИПИАЛЬНАЯ КОНСТРУКЦИЯ ФРЕЗЫ ДЛЯ ЛИКВИДАЦИИ ЗАУЖЕННЫХ УЧАСТКОВ

1- бурильная труба (ф42ч75мм); 2-фрезерные направляющие; 3-присоенительная замковая резьба; 4-фрезерные поверхности; 5-фрезерный диск; 6-твердосплавные пластины. Длина фрезы -не менее длины погружного электронасоса Д_ф=Д_и*(3ч10)мм

 ПРИЛОЖЕНИЕ 9

ПРИНЦИПИАЛЬНАЯ СХЕМА ЕМКОСТИ ДЛЯ ПРИГОТОВЛЕНИЯ РЕМОНТНЫХ СМЕСЕЙ

1. Емкость для приготовления раствора извести-пушонки или зольной смеси,

2. Задвижка слива раствора

3. Отопительная система для подогрева битумной смеси.

4. Емкость для приготовления витумной смеси,

5. Позья для перемещения емкости

ПРИЛОЖЕНИЕ 10

ПРИНЦИПИАЛЬНАЯ ЭЛЕКТРИЧЕСКАЯ СХЕМА ПЕРЕНОСНОГО ПРИБОРА ТОКОВОГО КАРОТАЖА

R1 - переменное сопротивление типа СП-3

V1-батарея 25-ЛМЦГ-У-300

МА- миллиамперметр типа М132, М4202 и т.п.

Jном = 50ч100мА.

Кабель типа ГСИПО 1х 0,5, ГСМПО 2х0,5, П-274.

ПРИЛОЖЕНИЕ 11

Типовые конструкции водозаборных скважин из полимерных материалов А-одноколонная; б-одноколонная комбинированная по типоразмеру труб; в-комбинированная по материалу труб; 2-одноколонная для эксплуатации устойчивых горизонтов; д-ударно -канатного бурения

1-полиэтиленновая колонна; 2-заливочная муфта; 3-фильтр; 4-цементировояная манжета: 5-отстойник; 6-заколонный пакер; 7-металлическая колонна; 8-сальник; 9-кольцо; 10-утяжелитель; 11-вспомогательный металлические колонны; 12- центраторы; 13-14-изолируемый водоносные пласты.

ПРИЛОЖЕНИЕ 12

ПАРАМЕТРЫ РЕЗЬБЫ ТРУБ ТИПА «СТ»

в = 5 мм

h = 3,471 мм

ПРИЛОЖЕНИЕ 13

Тип труб	Резьба (упорная/треугольная)
	Внутренняя	Наружная
	Д1	Д2	Д3	d1	d2	d3
ПНД110СТ
ПНД140
АМД 160 ст
ПНД 210СТ

ПРИЛОЖЕНИЕ 14

МУФТА ЗАЩИТНАЯ ДЛЯ ТРУБ ПНД 210Х18 СТ

Материал для изготовления защитных муфт-п/э трубы типа ПНД 225х12,8

 МУФТА ЗАЩИТНАЯ ДЛЯ ТРУБ ПНД 110Х18СТ

Материал - ПНД 140х18 ст

МУФТИ ЗАЩИТНЫЕ ДЛЯ П/Э ТРУБ

Варианты 1 Варианты 2

Тип обсадных труб	Диаметр мифты Д, мм	Расходы металла на 1 муфту, кг
		Варианты 1	Варианты 2
		Толщина металла S, мм
		мм	1.5	2.0	1.5	2.0	3.0
ПНД110СТ	112	кг	2.863	1.151	0.817	1.089	1.633
ПНД210СТ	212,5	кг	1.603	2.14	1.558	2.076	3.117

Размещено на Allbest.ru

...