А   Б  В  Г  Д  Е  Є  Ж  З  І  Ї  Й  К  Л  М  Н  О  П  Р  С  Т  У  Ф  Х  Ц  Ч  Ш  Щ  Ю  Я 


Верхня частина - експлуатаційна колона

Верхня частина експлуатаційної колони, нижче підошви зони вічної мерзлоти, має діаметр 273 мм, а потім до кінцевої глибини колона складається з труб діаметром 2445 мм. Всередині секції труб діаметром 273 ммпроходить колона ізольованих труб діаметром 1778 мм, яка герметизується в колоні труб діаметром 2445 мм за допомогою па-кер. Ізольовані труби діаметром 1778 мм запобігають передачі тепла вічній мерзлоті.

Устьевой обладнання після цементування. |Підвісне пристрій для колони обсадних труб в робочому положенні. Ця котушка забезпечує ущільнення верхньої частини експлуатаційної колони і включає посадочне сідло для підвісного пристрою НКТ, яке утримує експлуатаційну колону.

Запобіжна втулка 1 захищає верхню частину експлуатаційної колони від механічних пошкоджень при спускопод'емних операціях.

Запобіжна втулка /оберігає верхню частину експлуатаційної колони від механічних пошкоджень приспускопод'ем-них операціях насосно-компресорних труб.

Актуальна проблема оцінки якості цементування верхньої частини експлуатаційної колони з точки зору охорони надр, особливо для Волго-Уральського регіону та Західного Сибіру, ??так як вона є наслідкомцементування верхньої частини стовбура свердловин (до 1500 м) гліноцементних сумішами, внаслідок чого відсутня достовірна інформація про якість ізоляції пластів.

Допустиме підвищення рівня рідини в обсадної колоні (в м за 8 год випробування її на герметичність. |Номограма для визначення обсягу витекла з колони обпресувальні рідини. У газових свердловинах, крім гідравлічного випробування, верхню частину експлуатаційної колони і обладнання устя додатково спресовують повітрям на той же тиск, що і пригідравлічному випробуванні, але не більше 20 МПа. При подальшому нагнітанні в НКТ води за допомогою цементувального агрегату повітря у верхній частині затрубного простору стискається до заданої величини тиску випробування. Герметичність колони встановлюють вВідповідно.

В процесі експлуатації пласта 245-мм обсадна колона служить верхньою частиною експлуатаційної колони. З метою забезпечення її надійності та міцності перед освоєнням свердловини колона піддається опрессовке на герметичність. Вживаються також заходипопередження зносу і руйнування 245-мм колони в процесі буріння інтервалу свердловини під хвостовик.

В процесі експлуатації пласта 245-мм обсадна колона служить верхньою частиною експлуатаційної колони. З метою забезпечення її надійності та міцності передосвоєнням свердловини колона піддається опрессовке на герметичність. Вживаються також заходи пре-дупрежденія зносу і руйнування 245-мм колони в процесі буріння інтервалу свердловини під хвостовик.

При виконанні такого виду кислотної обробки пласта для зняттятиску у верхній частині експлуатаційної колони використовують пакер. Пакера можуть бути з опорою на забій, шліпсовие і гідравлічні, однак перевагу віддають першим двом.

Значно рідше (в основному через відсутність необхідної кількості труб) підйомнимитрубами обладнають лише верхню частину експлуатаційної колони, де нафту рухається разом з газом.

Цементіровка під тиском без труб проводиться при ізоляції чужих вод спуском проміжних колон, або при зміні верхній частині експлуатаційної колони здефектним місцем.

Штучні пробки в колоні встановлюють в наступних випадках: при поверненні на вишезалегающій горизонт; при ізоляції від сторонніх вод цементуванням під тиском через спеціально прострелені отвори або через дефект в колоні; принеобхідності обстеження стану верхньої частини експлуатаційної колони; при здійсненні заходів по ліквідації свердловини.

Цементування із застосуванням пакерів має наступні переваги: ??високий тиск, створюване в заливальних трубах в процесіпродавлювання тампонажного розчину, не передається на експлуатаційну колону на ділянці від пакера і до гирла; виключається проникнення тампонажного розчину в за-трубне простір; мається можливість цементування свердловини під тиском при негерметичностіверхній частині експлуатаційної колони.

Пошкоджену частину колони замінюють в тому випадку, якщо місце дефекту розташовано вище черевика технічної колони і рівня цементного кільця в міжколонного простору. Для цього верхню частину експлуатаційноїколони на 5 - 6 м вище місця дефекту обрізають труборезкой і витягують з свердловини. Потім освобождающейся внутрішньої труболовка, спущеною на бурильних трубах з лівим напрямком різьблення, відгвинчують і витягують пошкоджену частину колони. Залишилася в свердловиніподальшу (технічну) колону перевіряють шаблоном відповідного діаметру. При нормальному проходженні шаблону спускають нову колону. При цьому нижню частину спускається колони обладнають спеціальним напрямком з козирком, діаметр якого на 10 - 12 мм меншедіаметра технічної колони. Козирок служить для того, щоб завести і направити колону при згвинчення.

Зміна температури ок ружа середовища уздовж стовбура мор ської свердловини. Рассмотрім теплову задачу про рух газорідинної суміші в стовбурі діючоїсвердловини. У морських умовах верхня частина експлуатаційної колони довжиною /знаходиться в зоні, що омивається водою. Інша частина довжиною /ь яка змінюється в широких межах, знаходиться в надрах землі. При цьому верхня частина стовбура довжиною /(див. мал. 45) знаходиться в зоні, вякої температура навколишнього середовища піддається річним температурних коливань.

При цьому витісняється з заколонного-ного простору рідина поглинається інтервалом перфорації продуктивного пласта. Після ОЗЦ визначається глибина цементного мосту, верхнячастину експлуатаційної колони спресовується, разбурівается верхній цементний міст, колона знову спресовується, разбурівается цементний міст між інтервалами перфорації, НКТ спускаються до забою, свердловина промивається.

У вітчизняній і зарубіжнійлітературі часто розглядаються напрямки більш ефективного використання геотермальної енергії з метою часткової заміни природного газу, нафти та вугілля. Технічним рішенням передбачається зворотний клапан 2 у верхній частині експлуатаційної колони.

Допочатку робіт з капітального ремонту свердловини необхідно обстежити її гирлі й в разі несправності - відремонтувати. Особливо це важливо перед ремонтом газової свердловини, у якої тиск у верхній частині експлуатаційної колони і на гирлі свердловини можедосягати значної величини.

У глибоких свердловинах досить часто застосовують ступінчасті колони (як проміжні, так і експлуатаційні): верхню частину комплектують з труб більшого діаметру, ніж нижню. Це дозволяє значно зменшити гідравлічніопору при бурінні під подальшу колону, використовувати в колоні обсадні труби з меншим межею плинності і менш дефіцитні, розмістити у верхній частині експлуатаційної колони більш високопродуктивне експлуатаційне обладнання.

Цей видцементування має наступні переваги: ??високий тиск, створюване в заливальних трубах в процесі продавлювання тампо-нажних розчину, не передається на експлуатаційну колону на ділянці від пакера до гирла; виключається проникнення цементного розчину взатрубний простір, є можливість цементування свердловини під тиском при негерметичності верхній частині експлуатаційної колони.

У глибоких свердловинах при високому динамічному рівні продуктивних розчинів експлуатаційна колона може бутикомбінованою. Верхня частина колони вибирається більшого діаметру для установки заглибних насосів. Довжина верхньої частини експлуатаційної колони збільшеного діаметру встановлюється з урахуванням динамічного рівня розчину в свердловині, довжини насоса, глибинизанурення насоса нижче динамічного рівня (3 - 5 м) і додаткового пониження рівня в результаті кольматации фільтра. Збирається ця частина колони в більшості випадків з поліетиленових труб, довжина яких визначається граничною глибиною спуску труб даноготипорозміру.

Пошкоджену частину колони замінюють в тому випадку, якщо місце дефекту розташовано вище черевика технічної колони і рівня цементного кільця в міжколонного простору. Для цього верхню частину експлуатаційної колони на 5 - 6 м вище-місця дефектуобрізають труборезкой і витягують з свердловини. Потім освобождающейся внутрішньої труболовка, спущеною на бурильних трубах з лівим напрямком різьблення, відгвинчують і витягують пошкоджену частину колони.

Перспективним слід вважати Другою технологією,передбачає закачування порції СЖ в зону перфорації. При такій технології перфораційної рідиною заповнюються, як правило, лише 100 - 300 м нижній частині стовбура свердловини. Для створення необхідної репресії на розкривали продуктивний пласт верхня частинаексплуатаційної колони заповнюється буровим розчином або іншою рідиною відповідної щільності. За рахунок багаторазового зменшення обсягу використовуваної СЖ витрати на реалізацію цієї технології значно нижче в порівнянні з першою.

Перспективним слід вважати Другою технологією, що передбачає закачування порції перфораційної рідини в зону перфорації. При такій технології перфораційної рідиною заповнюються, як правило, лише 100 - 300 м нижній частині стовбура свердловини. Для створення необхідної репресії на розкривали продуктивний пласт верхня частина експлуатаційної колони заповнюється буровим розчином або іншою рідиною відповідної щільності. За рахунок багаторазового зменшення обсягу використовуваної перфораційної рідини витрати на реалізацію цієї технології значно нижче в порівнянні з першою.

До початку робіт з капітального ремонту свердловини необхідно обстежити її гирла і при несправності-відремонтувати. Особливо це важливо перед ремонтом газової свердловини, у якої тиск у верхній частині експлуатаційної колони і на гирлі свердловини може досягати значної величини.

Нагнітання по кільцевому простору застосовується при достатній міцності експлуатаційної колони з метою зменшення втрат тиску тертя і збільшення витрати робочої рідини. Порожнину НКТ в цьому випадку зазвичай використовується для контролю за забійним тиском при нагнітанні. Одночасне нагнітання по кільцевому простору і по НКТ дозволяє в ще більшій мірі збільшити темп нагнітання і знизити гідравлічні втрати, проте в цьому випадку виключається можливість контролю за забійним тиском нагнітання. При недостатній міцності експлуатаційної колони в нижній частині свердловини вище оброблюваного пласта верхню частину експлуатаційної колони ізолюють пакером і нагнітання здійснюють по НКТ. У глибоких свердловинах, зокрема, на родовищах Оренбурзької області це є найбільш часто зустрічається видом нагнітання.

Виходить, що на кожне муфтове з'єднання довінчіваніе склало два оберти, або при кроці різьби 3175 мм колона отримала скорочення 635 мм. Загальне скорочення колони досягло 635x2001270 мм. Необхідно відзначити, що в подальшому (в останні 10 років) промисловий досвід підтвердив доцільність комплектування верхніх частин експлуатаційних колон газових свердловин імпортними трубами з високогерметічнимі різьбовими з'єднаннями трапецієподібним профілю витків наполегливої ??типу. Такі з'єднання герметичні, і їх довінчіваніе втратило будь-який сенс.