39135

Ограничения проникновения цементного раствора и его фильтрата в продуктивный пласт

Реферат

География, геология и геодезия

Используются гравийные набивки создаваемые путем предварительного расширения ствола скважины против продуктивного пласта спуска в скважину перфорированного хвостовикафильтра и заполнения кольцевого пространства отсортированным гравием. Одним из главных факторов определяющих эти характеристики является диаметр ствола поэтому часто применяют устройства расширяющие ствол скважины до необходимых размеров. Гравийножидкостная смесь закачивается с устья скважины по межтрубному пространству между эксплуатационной колонной и колонной рабочих...

Русский

2013-10-01

784 KB

7 чел.

Введение

Разработаны различные варианты формирования проницаемых структур в ПЗС. В большинстве из них в качестве основы используются минеральные тампонажные материалы , однако полимерные имеют определенные преимущества и вероятнее всего их применение будет со временем расширяться.

Проницаемые набивки. Используются гравийные набивки, создаваемые путем предварительного расширения ствола скважины против продуктивного пласта, спуска в скважину перфорированного хвостовика-фильтра и заполнения кольцевого пространства отсортированным гравием. Такая методика широко применяется зарубежными и отечественными фирмами . Для ее создания используется специальное наземное и внутискважинное оборудование, обеспечивающее приготовление гравийной смеси, размещение гравия за хвостовиком, его уплотнение и закрепление в зоне фильтра.

Гравийная набивка – дороостоящее , но эффективное средство борьбы с разрушением продуктивного пласта. В отличие от внутрискажинных фильтров, гравийные набивки рассчитаны на длительную работу, что обеспечивается повышенными требованиями к технологии создания и конструкивным характеристикам этих сооружений .

Длительная эффективная работа гравийной набивки , как и любой другой заколонной фильтрационной системы, зависит от прочности забоя в пластовых условиях, гидромеханических нагрузок и интенсивности вымывания твердой фазы породы и закупорки ее набивки. Одним из главных факторов, определяющих эти характеристики, является диаметр ствола, поэтому часто применяют устройства, расширяющие ствол скважины до необходимых размеров.( Механические раздвижные или гидромониторные расширители).

Намывка гравийной набивки – достаточно специфичная многоэтапная операция, результативность которой зависит от многих факторов.

На рис 11 приведена распространенная в настоящее время в Российской Федерации технолоия сооружения гравийно-намывных фильтров методом обратной циркуляции, состоящая в следующем.

Гравийно-жидкостная смесь закачивается с устья скважины по межтрубному пространству между эксплуатационной колонной и колонной рабочих труб и продавливается до фильтровой компоновки.

Жидкость-носитель, пройдя сквозь щели фильтра-каркаса,выходит на поверхность через рабочие трубы(см.рис 11, схема 1).Состав фильтровой компоновки определяется скважиными условиями ведения работ в данном районе и в общем случае включает:1 башмак;2 клапан обратный ;3 клапан кольцевой ; 4 эумпф;5 фильтр-каркас;6 надфильтровые трубы ;7 узел разъединения колонны.

По завершению процесса сооружения гравийного массива в колонну рабочих труб сбрасывается шар, и через открывшиеся окна клапана промывочного 9 прямой циркуляцией осуществляется удаление излишков гравия (см. Рис. 11,схема II),после чего технологическое оборудование, клапан промывочноый 9 и трубки промывочные 5, извлекаются из скважины и производится установка эксплуатационного оборудования, включающего пакер механический 11 с перфорированным патрубком 12 (см. Рис.11, схема III).

Простота технологического оборудования и технологии создания гравийного массива является достоинством метода обратной циркуляции ,однако , низкая скорость нисходящего потока приводит к сегрегации гравия в процессе доставки его в призабойную зону.

Обратной циркуляцией из рабочей колонны вымывают остатки гравия.

Необхомый размер зерен гравия для создания фильтра определяют в зависимости от степени неоднородности и базового диаметра зерен песка, а также от скорости течения жидкости через щели корпуса фильтра при наибольшем ожидаемом дебите скважины.

На рис. 12 приведена зависимость соотношений размеров выносимой фазы (песок) к размерам зерен, формирующих проницаемую среду (гравийная набивка), из которой следует , что, ориентируясь на то или иное соотношение этих размеров , можно обеспечить один из трех вариантов движения песка :без проникновения в гравийную набивку;задержку песка внутри гравийной набивки и свободный вынос песка через набивку.

Конкретное отношение размеров набивки к диаметру зерен песка принимается в зависимости от планируемого метода эксплуатации пескопроявляющей скважины ( с выносом определенной фракции песка на поверхность с дальнейшей сепарацией ; с выносом определенной фракции песка из пласта в скважину с отделением ее из потока на забое ; с предотвращением выноса песка из пласта).

Для гравийного фильтра используется специально отобранный гравий с частицами сферической или близкой к сфере формы (но не пластинчатые), обладающими высокой стойкостью к абразивному износу; содержание кремнеземистого материала в нем должно быть не менее 95%; гравий не должен содержать частиц глины , гипса и ангидрита.

В Российской Федерации часто в качестве набивки используется кварцевый песок, отвечающий требованиям по округлости, сферичности, прочности , кислоторастворимости и размеру частиц (например, кварцевый песок по ТУ 39-0147001-160-97 ОАО «НПО «Бурение», представленный фракцией 0,25 -1,8 мм).

Полноценный цементный камень защищает обсадную колонну от продольной и поперечной деформации, от коррозии, изолирует проицаемые пласты и укрепляет стенки ствола скважины, однако , отрицательно влияет на продутивный коллектор.

Свойства тампонажного раствора из портланцемента типа I-G  с нормированными параметрами (при водоцементном отношении ВЦ = 0,44): с плотностью 1920 кг/м... ;растекаемостью , не менее 220 мм; временем загустевания – не менее 3-00 ч-мин;концом схватывания не позднее 8-00 ч-мин; прочностью на сжатие через 2 суток, не менее 4,0 Мпа) чаще всего не удовлетворяет условиям сохранения фильтрационной характеристики коллектора, поэтому в промысловой практике применяется ряд мер, чтобы снизить отрицательное воздействие тампонажного раствора на коллектор.

Снижение отрицательного влияния крепления и цементирования на эксплуатационные качества продуктивного пласта достигается за счет:

  1.  Ограничения проникновения цементного раствора и его фильтрата в продуктивный пласт:

Снижением репрессии на продуктивный плась в процесс цементирования скважин (спуск колонны секциями ,ступенчатое цементирование с разрывом во времени между ступенями, обратное и селективное цементирование );

Сокращением периода динамической фильтрации в продуктивной зоне (оптимизация гидравлической программы цементирования);

Низким водоотделением цемнтных растворов в продуктивной зоне (оптимизация составов тампонажных растворов , в том числе за счет применения микросфер);

Формированием в призабойной зоне пластов при бурении или перед цементированием кольматационного экрана (при условии последующих эффективных перфорации или химического удаления экрана).

2.Снижения водоотделения цементного камня при твердении (контракция).

3.Повышения пластичности цементного камня.

4.Применения расширяющихся при твердении цементных растворов.

5.Разобщения продуктивного пласта от вышезалегающих пластов цементными мостами , пакерами , профильными перекрывателями или вязкоупругими и нетвердеющими составами (например, ВУС на основе полисахаридных реагентов).

Если по условиям конструкции заобоя принимается проницаемая структура, то используются специальные технологии в зависимости от используемых материалов.

При формировании проницаемого цементного камня (В.П. Овчинников, В.В Сальыкав, Н.А Аксенова, Тюм ГНГУ)используют пористые и крупнодисперсные наполнители (керамзит, песок) в сочетании в карбонатом аммония (газообразующая при температуре 60 ... добавка) и некоторое количество нефти, вводимой в жидкость затворения. Оптимальный состав смеси :карбонат аммония – 8% ,ПЦТ – 20%, керамзит – 40 %, песок 40%, нефть 1,6% от смеси В/Ц 0,75-0,8. Выделение газа в ранние сроки твердения цементного камня при наличии перепада давления способствует раздвижке структур еще не затвердешего камня и вытеснению из него несвязанной жидкости затворения, газа и нефти.

Воздействие температуры приводит к разложению карбоната аммния.

Повышение забойной температуры до требуемой (60ºС) предложено использованием в технологии заканчивания скважины обсадных труб с магниевыми заглушками и технической соляной кислоты. Взаимодействие магния с соляной кислотой протекает по следующему уравнению :

Количество заглушек и соляной кислоты для создания температуры 60ºС приведены в табл. 2.

Цементно-полимерные композиции, образующие проницаемый камень (ТюмГНГУ). В состав композиции входит полимеробразующий компонент, способный саморазрушаться со времением или подвергаться деструкции под действием химических веществ. Создание такого фильтра позволяет сохранить коллекторские свойства пласта, предотвратить вынос песка в скважину, уменьшить металлоемеость конструкции скважины и сократить время на освоение скважины. В качестве полимеробразующего компонента рекомендуется использовать органические реагенты, которые подвергаются ферментативному разрушению.Подвергаясь деструкции, эти компоненты , по данным авторов , вымываются , освобждая поры, капилляры и микротрещины цементного камня.

Проницаемый тампонажный материал Контарен-2 , разработанный во ВНИИКР нефти, включает в свой состав ТС-10, уротропин, наполнитель ШРС-С, получаемый при совместном помоле шлака, руды и хлористого натрия, и водный раствор едкого натра. Для формирования проницаемой структуры в пласт в течение 1-5 сут закачивается на поглощение тампонажный состав Контарен-2. Вымывание солевого наполнителя осуществляется при прокачивании через искусственный фильтр водных растворов ПАВ с концентрацией 0,5-0,1% из расчета 1-2 м3 на 1 м толщины пласта.Проницаемый полимерный тампонажный материал Контарен-2 имеет начальную прочность на сжатие не менее 6 Мпа и проницаемость камня 0,12-0,20 мкм2 , а после вымывания из него соли- соответственно прочность от 3,5 до 5,0 МПа и пронцаемость и 1-5 мкм2. Материал устойчив к воздействию кислот и не разрушается при температуре до 200 ºС. Предельная допустимая депрессия на пласт после крепления призабойной зоны Контареном-2 не должна превышать 3 МПа.

Этап 6.Выбрать состав забойного оборудования (заколоные пакера, вставные фильтры).

Варианты комплектации технических средств для спуска и крепления хвостовиков зависят от того, каким образом будет производиться крепление хвостовика. В соответствии с типом конструкции забоя крепление может осуществляться без цементирования , с прямым или манжетным цементированием.

Подвеска хвостовика состоит из ряда функциональных узлов, размещенных на единой сборке:

Узла якоря, обеспечивающего подвеску хвостовика в технической колонне;

Узла гидравлического или гидромеханического пакера, обеспечивающего герметизацию межтрубного пространства;

Разъединителей, обеспечивающих спуск устройства в скважину и проведение комплекса технологических операций по установке с последующим разъединением транспортировочной колонны от устройства;

И в случае прямого или манжетного цементирования цементировочной муфты.

Основу подвесок фильтров-хвостовиков представляют проходные заколонные пакеры.

Проходные заколонные пакеры. Имеется широкая гамма проходных (т.е. не перекрывающих внутреннего канала) гидравлических и гидромеханических пакеров, предназначенных для герметичного перекрытия заколонного пространства обсадных колонн различных диаметров.

Гидравлический пакер состоит из двух основных узлов: уплотнительного и клапанного . Уплотнителный узел включает корпус, на который с зазором насажен упротнительный резинотканевый рукав, герметично соединенный с корпусом концевыми участами с помощью обжимных стальных обойм (стаканов). В теле корпуса имеются каналы для подачи рабочей жидкости в кольцевую полость между корпусом и рукавом.

Взаимодействием элементов клапанноого узла обеспечивается:

Невозможность срабатывания пакера до окончания спуска и цементирования обсадной колонны;

Подготовка пакера к срабатыванию при снятии давления в цементировочной головке после окончания цементирования;

Срабатывание пакера при последующем заданном повышении давления в цементировочной головке.

Подготовка пакера к срабатыванию осуществляется автоматически в процессе цементирования скважины. При прохождении цементировочной пробки через полость пакера происходит срез полого срезного штифта системы защиты пакера и открытие входа в клапанную систему. После получения момента «стоп» давление в цементировочной головке снижают до нуля. В этот момент происходит открытие клапанного узла пакера и подготовка пакера к срабатыванию.

При последующем повышении давления в колонне жидкость из обсадной колонны через клапанный узел поступает в кольцевую полость уплотнителя, раздувая уплотнительный элемент. При снижении избыточного давления в обсданой колонне после завершения пакеровки происходит закрытие клапанного узла, что обеспечивает сохранение деформированного состояния уплотнителного элемента.

В пакере типа ПГС уплотнителные элементы заполняются бинарной композицией водорастворимых смол, которые при смешивании образуют полимерный камень. Для транспортировки смол в скважину в конструкции пакера ПГС используются два кольцевых контейнера, установленных выше и ниже уплотнительного элемента пакера. Конструкция пакера ПГПМ1 имеет систему защиты от преждевременного срабатывания. Для приведения пакера в действие не требуется перепада заколонного и внутриколонного давлений. Пакер ПГПМ1 оснащен малогабаритной клапанной системой , резин-тканевым уплотнительным элементом длиной 3000 мм, заплоненным в заводских условиях отверждаемым гидрофобным полимерным составом (ОГПС), который в процессе проведения пакеровки смешивается с буровым или солевым раствором и образует гелеобразную массу, заполняющую весь объем раздутого уплотнительного элемента пакера.

Расчеты для заколонных пакеров, заполняемых растворами.

1.Рассчитать объем цемента и высоту подъема цемента в затрубном пространстве.

2.Рассчитать максимальный перепад гидромтатического давления на пакере (разница междк максимальным перепадом давления, создаваемым в затрубье в момент окончания вытеснения цементного раствора , и гидростатическм давлением в затрубье на глубине посадки пакера).

3.Рассчитать минимальное давление срезания запоного или срезного клапанов (значение срезания должно , по возможности ,превышать величину гидростатического давления в затрубье на глубине посадки пакера).

4.Рассчитать давление насосов , необходимое для раздувания пакера. Взять запас в качестве поправки за погрешности срезания шпилек (+/-15%) и манометра на насосе (давление на устье не должно приближаться к значению давления разрыва верхней трубы обсадной колонны).

5.Рассчитать необходимую прочность тела (штока) пакера, находящегося в ограниченном пространстве под высоким давлением. Шток должен выдерживать ожидаемое давление смятия (сумма гидростатического давления цементного раствора и давления пакеровки).

6.Определить размер срезной шпильки контрольного клапана (должен быть меньше величины срезания контрольного клапана).

Пакер, заполняемый тампонажным раствором из заколонного пространства при заданных изменениях давления в обсадной колонне сразу по окончании процесса цементирования скважины, состоит из следующих основных элементов (рис 13) :корпус 9 ,на котором при помощи обжимных стаканов 7 закреплен резинотканевый рукав 8.Корпус соединен с переводником 10 . От преждевременного срабатывания пакер защищен полым срезным штифтом 1. При прохождении цементировочной пробки он срезается, открывая таким образом доступ жидкости в клапанную систему пакера. После плучения сигнала «стоп» и сброса давления тампонажный раствор из заколонного пространства через отверстия 5 (рис 13,б) раздувая манжету 4 , перемещает поршень 3 до упора вверх. При наращивании внутриколонного давления поршень продавливает порцию тампонажного раствора по проточкам, раздувая манжету 6 ,под резино-тканевый рукав 8.Для полного заполнения пакера достаточно провести три-четыте раза операции по сбросу и наращиванию давления.

Пакер гидромеханический проходной с малогабаритным клапанным узлом для предотвращения межпластовых перетоков типа ПГПМЗ предназначен для надежной изоляции газонефтеводоносных пластов на любых глубинах (рис 14).

Для приведения в действие пакера ПГПМЗ не требуется перепада заколонного и внутиколонного давлений ,что значительно расширяет область его применения (пакер может быть установлен как в верхних интервалах , так и в нецементирумых участках скважины). Кроме того ,усовершенствованная конструкция клапанного узла пакер позволяет последовательно снизу вверх приводить в действие несколько пакеров , устанавливаемых на одной обсадной колонне.

При необходимости допакеровки в процессе освоения скважины однократно создают избыточное давление в зоне установки пакера . После чего малогабаритный клапан окончательно от внутриколонного пространства скважины.

Областью применения пакеров ПГПМЗ являются скважины ,обсаживаемые колоннами от 146 мм до 324 мм.

При сплошном цементировании хвостовика нижняя труба хвостовика оснащается башмаком , затем устанавливается обратный клапан и стоп-патрубок. На последнюю труб хвостовика устанавливается подвеска , которая соединяется с транспортировочной колонной .

Пакер работает следующим образом. В процессе цементирования , при прохождении цементировочной пробки через пакер , происходит взаимодействие цементировочной пробки с полым срезным пальцем 6 защиты пакера, который срезается и открывается центральный канал пальца, в результате чего снимается первая ступень защиты пакера от преждевременного срабатывания . После получения сигнала «стоп» и снятия давления в цементировочной головке происходит подготовка клапана к процессу пакеровки. При последующем повышении давления в колонне жидкость из обсадной колонны через клапан поступает в кольцевую полость между втулкой 12 и корпусом 2 , в результате чего втулка 12 перемещается , надвигая резиновый уплотнительный элемент 3 на конус

5 . Далее втулка 12 доходит до конуса 5 и перемещает его , срезая винт 14. В результате уплотнительный элемент 4 надвигается на конус 5 и затем на уплотнительный элемент 3 , прижимаясь к стенке скважины и герметизируя таким образом заколонное простраство .Фиксатор 16 фиксирует положение втулки 12.

Клапанный узел состоит из поршная 13 , ограничителя 15 ,упора 14,пружины , пробки 16 .При снижении избыточного давления в обсадной колонне после завершения пакеровки происходит переход клапана в режим допакеровки и полное сохранение уже достигнутой пакеровки .

В табл 3 приведены для примера технические параметры вариантов подвесок (механическая и гидравлическая )хвостовиков отечественного производства.

Этап 7.Оценить для выбранной конструкции забоя приемлемость используемых технологий (вскрытия , цементирования, перфорации , освоения , обработок ПЗП , намыва гравийного фильтра)и при необходимости скорректировать их.

Для реализации выбранной конструкции забоя необходимо , чтобы , начиная с процесса вскрытия продуктивной толщи и кончая вызовом притока , не возникало затруднений , связанных с несоответствием технологических приемов.

2.Конструкция забоя горизонтальной скважины

Горизонтальными скважинами извлекается больше нефти по сравнению с вертикальными при тех же параметрах залежи и при тех же условиях притока (за счет увеличения площади фильтрации в продуктивной толще ),что способствует увеличению суммарной добычи по месторождению или снижению числа скважин , необходимых для достижения заданного уровня добычи.

Горизонтальноый ствол является серьезной альтернативной гидроразрыву пластов в вертикальных скважинах (за счет возможности добиться более высокого гидродинамического совершенства забоя).На основе теоретических исследований установлено, что горизонтальная скважина не может конкурировать со скважиной ,на которой проведен гидроразрыв при проницаемости пород меньше 1,0 мд. По мере увеличения проницаемости , преимущества горизонтальной скважины становятся более заметными .(На практике трещины гидроразрыва часто отклоняются от запроектированных размеров и направлений . Более того , гидроразрыв в залежах с естественной трещиноватостью может и не получиться.Трещины , образующиеся при гидроразрыве , имеют тенденцию идти параллельно естественным трещинам ).

Снижение падения давления в ПЗП приводит к снижению скорости движения флюидов в прискважинной зоне и приводит к общему снижению выноса песка.Удлиненный ствол способствует уменьшению конусообразования (рис 15)и увеличивает площадь сообщаемости продуктивной зоны со стволом скважины , и для получения одного и того же дебита в горизонтальном .

Горизонтальная скважина лучше поддается управлению как по длине ,так и по расположению в продуктивном пласте , поэтому все чаще горизонтальным скважинам отдают предпочтение по сравнению с обычными скважинами с последующим гидроразрывном.

Варианты конструкции горизонтального забоя показаны на рис 16.

Чаще всего используется конструкция забоя в горизонтальных стволах по типу А(до 25 %),Б,В,Е (до 55%) , Г(до 15%) и Д(до 5 %).

Расширяющиеся фильтры в горизонтальных стволах.Стандартная система фильтров в горизонтальном стволе оставляет открытым большое пространство в затрубье , в котором мимо фильтра циркулирует флюид . Это способствует возникновению коррозии с появлением поврежденных участков фильтра. Верхняя часть ствола скважины остается без поддержк и ,как следствие , возможны обвалы.

Расширяющийся фильтр обеспечивает поддержку стенкам ствола скважины и прочность на смятие до 69 Мпа (в отличите от гравийной набивки, после установки которой в горизонтальном стволе остается зазор).

Расширенный по диаметру ствола фильтр ликвидирует открытую зону в затрубье ,создаст барьер потоку флюида и изоляцию для будущего отсечения воды ,если это необходимо .Расширяющийся фильтр сокращает циркуляцию флюида за его

стенками и направляет поток через себя с меньшим обводнением.Расширяющийся фильтр обеспечивает поддержку стенкам ствола скважины(рис 17).

Щелевые фильтры в горизонтальных скважинах .Скважинный фильтр (рис 18)состоит из перфорированной обсадной или насосно-компрессорной трубы 1 ,на обоих концах которой нарезана резьба. С одной стороны трубы навинчена муфта 4. К трубе с помощью специальных колец приварен фильтрующий элемент 2 (один или несколько) ,который перекрывает перфорированную часть трубы.

Дополнительно на фильтр может быть установлен жесткий центратор 5 .В отверстиях трубы могут быть установлены герметизирующие алюминиевые колпачки 3 ,выдерживающие внутреннее избыточное давление 5 Мпа ,что позволяет в свою очередь производить промывку скважины буровым раствором без засорения фильтра.

После промывки колпачки удаляются механическим путем.

Проведенные исследования по оптимизации производительности горизонтальных скважин с использованием щелевых фильтров показывают , что изменения плотности и геометрических размеров щелей приводят к изменению гидравлических сопротивлений в горизонтальном стволе(табл. 4).

Это дает возможность изменять плотность щелей по длине горизонтального ствола(табл 4).

Это дает возможность изменять плотнсть щелей по длине горизонтального ствола , что может быть использовано для выравнивания профиля притока и распределения перепада давления.

Приток к горизонтальному стволу распределен неравномерно по длине вскрытого интервала .Максимальный уровень притока приходится на первую треть горизонтального участка от начала и снижается , пррриближаясь к его концу.В некоторых случаях приток у начала горизонтального участка составляет более 40% общей производительности скважины.

Щелевой фильтр для горизонтальных стволов входит в комплексы технических средств для крепления скважин хвостовиками КРР,  выпускаемыми ОАО «Тяжпрессмаш» (рис 19).

Область применения комплексов типа КРР – скважины с горизонтальным или пологим окончанием ствола , вскрывающим отложения , которые для реализации потенциальных добывных возможностей скважины должны быть разобщены в заколонном пространстве без ухудшения их коллекторских свойств и возможностью их сообщения и разобщения с полостью эксплуатационной колонны через механически управляемые фильтрующие и перепускные устройсва.

Использование комплекса КРР 146 (номинальный диаметр скважины 215,9 мм, наружный диаметр эксплауатационной колонны 146 мм) позволяет вводить в эксплуатацию отдельные участки горизонтального ствола скважины ,что позволяет многократно увеличить накопленную добычу скважины. Путем регулирования колонной оснастки типа КРР- 146 в процессе освоения и эксплуатации горизонтальных скважин можно изменять и учитывать следующие геолого-технические факторы:

Протяженность (длина) участка горизонтальной скважины, введенного в разработку;

Размещение введенного в разработку участка на траектории скважины по вертикальным глубинам и соответственно расстояниям от ГНК и ВНК;

Литологическая неоднородность нефтяной залежи наличие нескольких песчаных пропласткав , вскрываемых горизонтальным стволом с выходом его в конечной части в приконтурную зону пласта;

Неоднородность вскрываемого интервала по насыщению –появление водонасыщенных интервалов в нефтяной оторочке пласта.

При использовании комплекса типа КРР 146 возможно манжетное цементирование скважины, включающее следующие операции:

Герметичное разобщение пологой (горизонтальной)части ствола скважины заколонными проходными гидравлическими пакерами , заполненными отверждаемым гидрофобным поимерным составом(ОГПС);

Размещение между пакерами механически управляемых фильтров и клапанов;

Гидравлическое приведение в действие неразбуиваемой проходной цементировочной муфты и проведение цементирования верхней части 146 мм эксплуатационной колонны.

Ввод в эксплуатацию отдельных участков ствола скважины производится при помощи специального управляющео инструмента, спускаемого на НКТ-73 и приводимого в действие давлением. Закачкой жидкости во внутриколонное пространство НКТ при расходе 5-6 л/с приводят в действие дроссельно-запорный клапан. При повышении давления до 10-12 Мпа происходит срез винтов и перемещение втулки , удерживающей упоры. После перемещения втулки ,упоры расходятся и входят в технологические пазы фильтра КРР 146.02 или клапана КРР 146.03 . Расхаживанием колонны НКТ (после сброса давления) определяют точное место посадки упоров в технологиеские пазы и разгружают колоннц НКТ на 3-4 т.Повторной закачкой жидкости в колонну НКТ при расходе 5-6 л/с повышают давление до 10 -12 Мпа. При повышении давления освобождаются толкатели ,которые под воздействием пружины перемещеются вверх и взаимодействуют со штоком.

Толкатели взаимодействуют при своем движении с бобышками заслонки фильтра КРР 146.02 или клапана КРР 146.03 и , перемещая ее , обеспечивают открытие или закрытие фильтра или клапана.

При сбросе давления внутри НКТ пружина возвращает толкатели в исходное положение.

Особо важными элементами конструкции многозабойных горизонтальных скважин являются места соединения дополнительных стволов с основным стволом , так как успешность их функционирования определяется длительностью срока службы сочленения , его универсальностью и доступностью к дополнительным стволам.

Места соединения многозабойных стволов формируются:

Бурением бокового ствола в открытом стволе или на фрезерованном участке обсадной колонны;

Бурением бокового ствола через фрезерованное окно в обсадной колонне или в окне , вырезанном заранее перед спуском колонны.

Соединения стволов подразделяются на две группы:

не обеспечивающие герметичности (открытые стволы ,подвеска фильтров-хвостовиков без пакерующих стволов цементированием и механическими сочленениям или сборной конструкцией соединения.

Особое значение имеет возможность доступа в каждый из стволов (для контроля и ремонтов) и вариант эксплуатации стволов (раздельный , совмещенный , многорядный и т.п.). 


 

А также другие работы, которые могут Вас заинтересовать

11990. Развития банковской системы РФ 1.48 MB
  Оглавление Введение Глава 1. Банковская система РФ ее сущность функции и структура 1.1 Понятие и признаки банковской системы 1.2 Правовой статус и функции Центрального Банка РФ 1.3 Деятельность кредитных организаций Глава 2. Анализ деятельности банков России 2.1...
11991. Мероприятия по сокращению просроченной задолженности по кредитам юридических лиц 356.53 KB
  ВЫПУСКНАЯ КВАЛИФИКАЦИОННАЯ РАБОТА Мероприятия по сокращению просроченной задолженности по кредитам юридических лиц Содержание Введение 1. Теоретические основы процесса кредитования юридических лиц коммерческими банками 1.1 Основные понятия и сущность
11992. Сутність ресурсної бази банків України 782.58 KB
  Содержание Вступ Розділ I. Теоретикометодологічні основи аналізу організації ресурсної бази банків 1.1 Сутність та значення ресурсної бази банку 1.2 Класифікаційні ознаки та види банківських ресурсів 1.3 Методи та організаційні принципи формування банківських р
11993. Пластиковые карты, как один из видов банковского продукта 776.66 KB
  Тема: Пластиковые карты как один из видов банковского продукта Содержание Введение 1.Экономическая сущность пластиковых карт 1.1 Понятие банковского продукта 1.2 Пластиковые карты как банковский продукт 1.3 Принципы работы пластиковых карт 2. Особенности
11995. Пластиковые карты: проблемы и перспективы их внедрения в коммерческом банке (по материалам Поволжского банка ОАО Сбербанка России) 694 KB
  Выпускная квалификационная работа Пластиковые карты: проблемы и перспективы их внедрения в коммерческом банке по материалам Поволжского банка ОАО Сбербанка России Введение Современное развитие рынка финансовых услуг оказываем...
11996. Базовый курс по рынку ценных бумаг 772.04 KB
  Базовый курс по рынку ценных бумаг Учебное пособие рекомендовано Федеральной комиссией по рынку ценных бумаг для подготовки к базовому экзамену Базовый курс по рынку ценных бумаг. М.: Финансовый издательский дом Деловой экспресс 1997 485 с. ISBN 5896440030 Осн
11997. Изучение и анализ процесса кредитования осуществляемого Волгоградским ОСБ № 8621 261.12 KB
  Содержание Введение 1. Сущность и цели кредитной политики волгоградского ОСБ № 8621 1.1 Характеристика Волгоградского ОСБ № 8621 1.2 Кредитная политика банка и процесс кредитования 1.3 Операционный риск процессов кредитования 2. Оценка кредитного по
11998. ОБГРУНТУВАННЯ МАРКЕТИНГОВОЇ (РИНКОВОЇ) СТРАТЕГІЇ КОМЕРЦІЙНОГО БАНКУ І МЕХАНІЗМІВ ЇЇ РЕАЛІЗАЦІЇ ( НА МАТЕРІАЛАХ ТОВ УКРПРОМБАНК) 63.31 KB
  ЗВІТ про результати переддипломної практики на тему Обгрунтування маркетингової ринкової стратегії КОМЕРЦІЙНОГО БАНКУ і механізмів її реалізації НА МАТЕРІАЛАХ тов укрпромбанк Зміст Вступ 1 Загальна характеристика діяльності ТОВ Укрпромб