Опорожнения обсадной колонны

ПРИ ТАМПОНИРОВАНИИ

Допустимую глубину опорожнения Н₀ рассчитывают по разности между наружным и внутренним давлениями на колонну, которая не должна превышать давления смятия обсадных труб. Расчет проводится по формуле:

 

 

где r - плотность жидкости внутри колонны, кг/м³;

р_см - давление смятия труб, установленных на глубине Н, Па;

r_ц - плотность цементного раствора за колонной, кг/м³;

r_б - плотность бурового раствора за колонной, кг/м³;

Н - глубина скважины, м;

h' - глубина границы цемент – глинистый раствор за колонной, м;

g - ускорение силы тяжести, равное 9,8 м/с².

 

ТЕХНИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ПАКЕРОВ

И ЯКОРЕЙ К НИМ

Таблица 5.8

 

Якоря для удержания пакеров на месте их установки

(ТУ 39-005-72, ТУ 26-02-645-75, ТУ 26-02-226-76)

 

Шифр	Наружный диаметр, мм	Перепад давления, МПа	Температура, °С	Диаметр канала, мм	Длина, мм	Масса, кг
Г31М/120						—
Г31М/140						—
ЯГМ-118-350
ЯГМ-136-350
ЯГ-118-500
ЯГ- 136-500

Таблица 5.9

 

Пакеры типов ПШ и ППГМ

 

Показатели	Пакер шлипсовый ПШ	Пакер ППГМ-1 с гидромеханическим уплотнением
ГШ-5"	ГШ-6"	ГШ-8"	ППГМ1-114-160	ППГМ1-122-160	ППГМ1-133-160	ППГМ1-142-160
Условный диаметр колонны, мм
Наибольший перепад давления на пакер, МПа
Габаритные размеры, мм: наружный диаметр
длина
диаметр канала
Масса, кг

 

Таблица 5.10

 

Взрывные пакеры, спускаемые на кабеле

 

Показатели	Взрывной пакер типа ВП	Шлипсовый взрывной пакер типа ВПШ
ВП 88	ВП 92	ВП 102	ВП 110	ВП 118	ВП 135	ВПШ 82	ВПШ 102
Наружный диаметр, мм
Длина, мм
Внутренний диаметр колонны, мм: минимальный максимальный	96,3 98,3	100,3 102,3	109,0 115,0	117,7 124,0	125,2 133,0	144,0 152,0	88,0 96,0	109,0 120,0
Масса, кг	5,1	6,3	7,9	9,6	11,6	15,7	34,2	49,3

 

Таблица 5.11

 

Пакеры гидравлические, механические, гидромеханические

(ТУ 26-16-10-76, ТУ 26-02-313-77)

 

Шифр	Наружный диаметр, мм	Перепад давления, МПа	Температура, ^0С	Диаметр канала, мм	Герметизируемый диаметр, мм	Длина, мм	Масса, кг
ПН-ЯГ-90-500					102,3
ПВ-ЯГ-90-500					102,3
ПД-ЯГМ-90-350					102,3
ПН-ЯГ-90-500К					102,3
ПВ-ЯГ-90-500К					102,3
ПН-ЯГ-90-500К1					102,3
ПВ-ЯГ-90-500К1					102,3
ПН-ЯМ-90-210					102,3
ПД-ЯГ-1 12-500					121,7
ПД-ЯГ-1 12-500					121,7
ПН-ЯГМ-112-210					121,7
ПД-ЯГМ-112-210					121,7
ПН-ЯМ-1 12-210					121,7
ПД-ЯГ-1 18-500					133,0
ПД-ЯГИ-1 18-350					133,0
1 ПД-ЯГ-1 18-350					133,0
2ПД-ЯГ-1 18-500					128,0
2ПД-ЯГ-118-350К1					133,0
2ПД-ЯГ-118-350К2					133,0
ПН-ЯГМ-1 18-210					128,0
ПД-ЯГМ-118-210					128,0
ПН-М-1 18-210				—	133,0
ПН-ЯМ-1 18-210					133,0
1 ПД-ЯГ-1 22-500					133,0
ПН-ЯГМ-122-210					133,0
ПД-ЯГМ- 122-2 10					13,0
ПН-ЯГМ-132-210					140,3
ПД-ЯГМ- 132-2 10					140,3
ПД-ЯГ-1 36-500					155,3
ПД-ЯГИ-1 36-350					155,3
1 ПД-ЯГ-1 36-500					146,3
ПН-ЯГМ-145-210					155,8
ПД-ЯГМ- 145-2 10					155,8
ПН-ЯГМ-1 50-2 10					163,8

Продолжение таблицы 5.11

Шифр	Наружный диаметр, мм	Перепад давления, МПа	Температура, 0С	Диаметр канала, мм	Герметизируемый диаметр, мм	Длина, мм	Масса, кг
ПД-ЯГМ- 150-2 10					163,8
ПН-ЯГМ- 160-2 10					173,7
ПД-ЯГМ- 160-2 10					173,7
ПН-ЯМ-160-210					173,7
ПН-ЯГМ-170-210					179,7
ПД-ЯГМ-170-210					179,7
1ПД-ЯГ- 185-350					205,
ПН-ЯГМ-185-210					205,
ПД-ЯГМ-185-140					205,
1ПД-ЯГМ- 185-2 10					205,
ПН-ЯМ-185-140					205,
ПН-ЯГМ-236-140					253,
ПД-ЯГМ-200-140					253,1
2ПД-ЯГ- 136-350					155,3
2ПД-ЯГ-136-350К1					155,3
ЗПД-ЯГ-136-350К1					146,3
2ПД-ЯГ-136-350К2					155,3
ЗПД-ЯГ-136-350К2					146,3
ПД-ЯГ- 136-2 10					155,3
ПН-ЯГМ- 136-2 10					146,3
ПД-ЯГМ-136-210					146,3
ПН-М-136-210					155,3
ПН-ЯМ- 136-2 10					155,3
1 ПД-ЯГ- 140-500					150,3
ПН-ЯГМ-140-210					150,3
ШН-ЯГМ-140-210					155,3
ПД-ЯГМ- 140-2 10					150,3
ПД-ЯГ- 145-350					163,8
1 ПД-ЯГ- 145-500					155,8
ЗПД-ЯГ-145-350К1					155,8
ЗПД-ЯГ-145-350К2					155,8
ПД-ЯГР-243-140					259,1
ПН-ЯГМ-243-140					259,1
1ПД-ЯГМ-243-140					259,1
ПВ-ЯГМ-Т-122-140					133,0
ПВ-ЯГМ-Т-140-140					150,3

Примечания: 1. Резьба 146 и 168 мм по ГОСТ 632-64. 2. Я - якорный тип. Т - термостойкий. 3. Способ посадки: Г - гидравлический, ГМ - гидромеханический, М - механический. 4. - рабочая среда: без индекса - нефть, газ, газоконденсат, вода; К - то же с наличием водопесчаной смеси; К1 - газ, газоконденсат с содержанием СО₂ £ 6%; К2 — то же с содержанием Н2S £ 6%. 5 - воспринимаемая нагрузка: В - перепад давления направлен вверх, Н - перепад давления направлен вниз, Д - перепад давления направлен вверх и вниз.

 

Таблица 5.12

Гидравлико-механические пакеры при тампонировании

Зон поглощения (ТУ 39-096-75)

 

Шифр	Наружный диаметр, мм	Уплотняемый диаметр, мм	Длина, мм	Масса, кг
А19М2/175 А19М2/195

Примечание: Перепад давления 15 МПа, температура 100°С, диаметр 20 мм, резьба 3-147.

 

` Таблица 5.13

Пакеры рукавные (ТУ 26-16-15-76)

 

Шифр	Наружный диаметр, мм	Диаметр колонны, мм	Уплотняемый диаметр, мм	Длина, мм	Масса, кг
ПД-Г-1 18-210
1ПД-Г-118-210
2ПД-Г-118-210
ЗПД-Г-118-210
ПД-Г-1 36-210
1ПД-Г-1 36-210
2ПД-Г- 136-210
ЗПД-Г- 136-210

Примечание: Перепад давления 21 МПа, температура 100° С.

 

Таблица 5.14

Пакеры механические (ТУ 26-02-644-75, ТУ 26-02-213-77)

 

Шифр	Наружный диаметр, мм	Диаметр колонны, мм	Температура, °С	Диаметр канала, мм	Уплотняемый диаметр, мм	Длина, мм	Масса, кг
ПВ-М- 118-350			Не обу-
ПН-М- 118-350			словлена		1.40
ПВ-М-122-350			То же
ПН-М- 122-350			«
ПВ-М- 136-350			«
ПН-М- 136-350			«
ПВ-М- 140-350			«
ПН-М- 140-350			«
ПВ-М-1 18-500			«
ПВ-М- 122-500			«
ПВ-М- 136-500			«
ПВ-М- 140-500			«
ПВ-М-Т-122-140
ПВ-М-Т-140-140

ВСПОМОГАТЕЛЬНЫЕ ТАМПОНАЖНЫЕ

РАБОТЫ ПРИ РИР

Перед вспомогательными тампонажными работами лифтовые трубы необходимо поднять из скважины для ревизии и обследовать состояние обсадной колонны.

 

УСТАНОВКА РАЗДЕЛИТЕЛЬНЫХ

ТАМПОНАЖНЫХ МОСТОВ В

НЕПОГЛОЩАЮЩИХ СКВАЖИНАХ

Для того чтобы установить разделительный мост, башмак НКТ располагают у нижней границы устанавливаемого моста. Скважину промывают в течение не менее полутора циклов циркуляции для выравнивания плотностей бурового раствора в трубах и затрубном пространстве. Промывка считается законченной, если после отсоединения ведущей трубы перелива не наблюдается. Приготовление тампонирующей смеси производится в осреднительной емкости. В НКТ закачивают расчетный объем тампонирующей смеси и продавливают до равновесия столбов жидкости в трубах и затрубном пространстве. Башмак НКТ поднимают до верхней границы устанавливаемого моста. Вымывают излишек тампонирующей смеси при обратной или прямой промывке. НКТ поднимают на 20 - 30 м выше уровня тампонирующей смеси и скважину оставляют на ОЗЦ.

Если по условиям операции высокой точности расположения моста не требуется, то следует поднять башмак НКТ на 50 - 60 м над расчетным интервалом установки моста, произвести контрольный вымыв для проверки отсутствия тампонирующей смеси за НКТ и оставить скважину в покое на ОЗЦ. В скважинах глубиной до 1500 м при расчетных объемах тампонирующих смесей, плотность которых выше плотности бурового раствора (технической воды) не более чем на 0,3 г/см³, допускается установка разделительных мостов без использования цементировочных агрегатов. Находящиеся в скважине НКТ герметично соединяют верхней муфтой с конусообразной воронкой для направленной подачи приготовленной в емкости тампонирующей смеси. Ведущую трубу поднимают над устьем скважины, нижний ее конец устанавливают над горловиной воронки.

Тампонирующую смесь из осреднительной емкости подают в воронку ведрами со скоростью, обеспечивающей постоянное заполнение воронки. После подачи тампонирующей смеси, вытесняющей из-за разности плотностей жидкость из труб, не прерывая процесс, приступают к закачке продавочной жидкости (технической воды).

Закачку продолжают до равновесия столбов жидкости в трубах и затрубном пространстве; на это укажет постепенное прекращение циркуляции и интенсивный перелив жидкости из воронки.

 

УСТАНОВКА РАЗДЕЛИТЕЛЬНЫХ