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.

Сборку и подготовку устройства для запрессовки пластыря (дорна) и продольно-гофрированных труб производят на базе производственного обслуживания.

Дорны и многолучевой продольно-гофрированный пластырь типа ПМ для ремонта эксплуатационных обсадных колонн должны соответствовать требованиям ТУ 39-01-08-466-79.

Транспортирование дорна производят в собранном виде. Запрещается сбрасывать дорны и пластыри при их разгрузке с автомашины.

Дорн должен быть оборудован клапанами для долива и слива жидкости.

При работе на загрязненных жидкостях целесообразно над дорном устанавливать пескосборник.

Длина пластыря выбирается исходя из размеров поврежденного участка обсадной колонны. Длина пластыря должна быть не менее чем на 3 м больше длины повреждения. В большинстве случаев используются пластыри стандартной длины (9 м), при необходимости — удлиненные сварные.

Наружный периметр продольно-гофрированных заготовок пластыря выбирают, исходя из результатов замеров внутреннего периметра обсадной колонны и толщины стенки ее в интервале ремонта.

На производственной базе и перед спуском в скважину на наружную поверхность продольно-гофрированных заготовок пластыря наносится слой герметика.

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.

---

18. Требования, предъявляемые к тампонажным материалам при ликвидации каналов с малой пропускной способностью
- тампонажная смесь должна обладать хорошей текучестью и сохранять ее в течение времени, необходимого для закачивания и продавливания ее в каналы поглощающего пласта

---

- плотность смеси должна быть близкой к плотности бурового раствора, что в меньшей степени нарушает равновесие в системе «скважина – пласт»;

- скорость схватывания, а так же пластическая прочность смеси должны легко регулироваться; начало схватывания смеси должно превышать время, необходимое для проведения операции по закачиванию ее в пласт на 20-25 %, но не менее чем на 10-15 минут;

- тампонажный раствор и камень из него должны обладать достаточно высокими адгезионными свойствами к породе, металлу, фильтрационной корке;

- должны образовывать безусадочный камень;

- смесь должна сохранять стабильность при температуре и давлении, имеющихся в скважине;

- смесь не должна размываться пластовыми водами;

- после закачивания в зону поглощения смесь должна быстро схватываться и приобретать за короткий срок достаточную прочность: не менее 0,5-1,4 МПа при испытании образцов и сжатие через 8-16 часов.
19. Цели и задачи РИР при наращивании цементного кольца за колонной

Цементное кольцо за незацементированной обсадной колонной наращивают для защиты обсадных колонн от коррозии агрессивными пластовыми флюидами; ликвидации или предупреждения перетока пластовых флюидов по незацементированному заколонному пространству; заполнения заколонного пространства тампонажным материалом в зоне дефекта обсадной колонны или подлежащих эксплуатации продуктивных горизонтов. Тампонажный состав в заколонное пространство закачивают через специальные отверстия в колонне (прямое тампонирование) или непосредственно в заколонное пространство с устья скважины (обратное тампонирование). Выбор способа тампонирования осуществляют после изучения материалов по строительству и эксплуатации скважины, проведения дополнительных гидродинамических и геофизических исследований.
20. Углеводородные цементные растворы
Особенное место среди тампонажных растворов занимают нефтецементные, состоящие из цемента и нефти или дизельного топлива. Основные преимущества этих растворов - несхватываемость при отсутствии воды и высокая прочность камня вследствие взаимодействия с незначительным количеством воды (20-25%). В процессе проникновения в водопроводящие каналы раствор быстро густеет и, выделяя нефть (или другую основу - дизельное топливо, керосин и т.д.), вступает в взаимодействие с водой, создавая прочный камень.

---

При смешении нефтецементного раствора с водой масса очень быстро теряет подвижность, превращается в комки и камень с выделением почти всего количества нефтепродукта. Для увеличения подвижности раствора и лучшего смешения применяют высокодействующие ПАВ: кубовый остаток этилового эфира ортокремниевой кислоты, крезол, асидол, нафтенат кальция и др.

Нефтецементные растворы (без воды) не схватываются при температурах выше 200⁰С и давлении 70 МПа. Однако замещение 20% нефтепродукта водой приводит к тому, что растворы быстро густеют уже при температуре 120⁰С и давлении 30 МПа и схватываются в течение 20-30 мин.

На основе нефтецементных растворов введением в них ускорителя могут быть приготовлены быстросхватывающиеся смеси для ликвидации поглощений в скважинах. Эти растворы при отсутствии воды не схватываются. Вода способствует быстрому их загустеванию, а ускоритель - схватыванию. Ускорителями сроков схватывания могут быть кальцинированная сода, гипс и другие материалы. В отдельных случаях в Нефтецементные растворы можно водит наполнители - песок, глину, улучшающие тампонажные и механические свойства раствора.

Растворы на углеводородной жидкости приготавливают следующим образом. В мерные емкости цементировочных агрегатов заливают расчетное количество дизельного топлива, в котором растворяют ПАВ. На этой жидкости затворяют цемент, бентонит или их смесь. При прокачивании через бурильные трубы смесь должна быть изолирована от бурового раствора верхней и нижней порциями дизельного топлива (по 0,5 м³); объем смеси не должен превышать 5 м³.
21. Полимерные тампонажные материалы
Низкая эффективность РИР связанных с использованием суспензий минеральных вяжущих веществ, тампонажного цемента, шлака, гипса и их модификаций привела к разработке тампонирующих смесей на базе органических вяжущих материалов, так называемых полимерных тампонажных материалов (ПТМ).

Они могут быть приготовлены в виде истинных растворов, а так же растворов содержащих их твердую фазу; иметь практически любую вязкость – от единиц до десятков и сотен миллипаскаль-секунд.

Полимерные тампонажные растворы имеют ряд преимуществ перед растворами минеральных вяжущих веществ:

- небольшая плотность тампонирующей смеси;

- хорошая адгезионная способность по отношению к различным телам;

---

- широкий диапазон регулирования времени схватывания;

- высокая фильтрационная способность;

- отсутствие проницаемости тампонажного камня;

- устойчивость к различного вида коррозии.

Смолы представляют собой высокомолекулярные органические вещества (полимеры). Они используются при борьбе с поглощениями.

Получение синтетических смол сводится к превращению исходных низкомолекулярных веществ в высокомолекулярные. При этом может протекать реакция полимеризации или поликонденсации.

Полимеризация – процесс соединения большого числа молекул низкомолекулярных веществ в одну большую макромолекулу высокомолекулярного вещества.

Поликонденсация – это процесс образования высокомолекулярного вещества, происходящий с выделением побочных продуктов: воды, аммиака, хлористого водорода и др.

Из большого числа полимеров наиболее широко применяются водорастворимые смолы. Однако наиболее перспективными являются водонерастворимые смолы, способные противостоять перетокам жидкости по стволу скважины и в самом пласте и не вступать с ней во взаимодействие, благодаря чему сохраняются исходный компонентный состав и соответствующие ему свойства раствора

Применяют карбамидные смолы – продукты конденсации мочевины с формальдегидом; фенолформальдегидные смолы – продукт конденсации альдегидов (главным образом формальдегидов) с фенолами; акилрезорциновые смолы.

Тампонажные смеси на основе синтетических смол оцениваются плотностью, вязкостью, растекаемостью, началом загустевания (гелеобразования), временем твердения или началом полимеризации и концом полимеризации. Тампонажный камень – прочностными характеристиками.
22. Отверждаемые глинистые растворы
ОГР получают введением в глинистый раствор фенолформальдегидных смол с отвердителями. В качестве отвердителя применяют формалин, параформ, минеральные кислоты. В процессе перемешивания состава в среде глинистого раствора при реакции поликонденсации формируется полимерная пространственная сетка, в которой глинистый раствор играет роль наполнителя. Раствор и его фильтрат заполняет изолируемую полость и превращается в пластмассу, а твердая фаза, кольматируя каналы перетоков, твердеет и герметизирует их. После отверждения состав дает довольно прочный тампонажный камень. Предназначается для изоляции зон поглощений при температурах от 15 до 80 ⁰С.
Базовые рецептуры ОГР

---

Смотрите также файлы

• Жоар басыншыларына арсы отан соысыны басталуы.docx

• Интервью 1 по теме Методы поиска данных.docx

• Лабораторная работа 1 по дисциплине Статистические методы обработки сигналов аппроксимация экспериментальных данных.docx

• Федеральная служба по техническому и экспортному контролю.pdf

• Практическое задание 4 кажите, ставится ли печать на следующих документах. Платежные документы, по которым организация перечисляет денежные средства. Ставится.doc