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;
рсм - давление смятия труб, установленных на глубине Н, Па;
rц - плотность цементного раствора за колонной, кг/м3;
rб - 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