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
Вніікрнефть
ВНІІКРнефті розроблена технологія очищення бурових розчинів по триступеневої системи, яка успішно впроваджена в ряді районів країни. Ця технологія передбачає очистку: грубу - на віброситі тонку - на піско - і ілоотделітеля. В результаті з бурового розчину видаляється не менше 60% вибуренной породи, в тому числі частки розміром до 30 мкм.
Технічна характеристика ударно-вібраційних яссов. ВНІІКРнефті призначене для ліквідації прихватів нанесенням по схопленого частини ударів, спрямованих зверху вниз або знизу вгору.
Комплект розділових пробок типу КРП. ВНІІКРнефті застосовують для поділу буферної рідини, тампонажного і бурового розчинів і полегшення герметичній посадки на пружне кільце клапана типу ЦКОД при цементуванні. Комплект складається з двох частин: нижньої пробки (/), яка встановлюється в обсадних колон, і верхньої пробки (Я), яка встановлюється в цементувальних голівці. нижні манжети 3 пробок мають канавки з загостреними краями і служать для очищення стінок обсадної колони від залишків витісняється рідини. Манжети 2 забезпечені по периферії трикутними вирізами і крім поділу рідин, служать також для цементування пробки по осі обсадної колони.
ВНІІКРнефті проведені дослідження на установці що дозволяє моделювати гідродинамічний вплив циркулюючого розчину при температурах в свердловині від 20 до 100 С.
ВНІІКРнефті набазеБФК фазокоррелограф Хвиля, який дозволяє записувати повний хвильовий сигнал в інтервалі часу від 500 до 1800 мкс (в режимі БФК) і від 500 до 4500 мкс, включаючи реєстрацію відбитих від муфтових з'єднань хвиль. Апаратура Хвиля працює в комплекті з усіма типами апаратури акустичного контролю (АК-1 УЗБА-21 АКЦ-4 АКЦ-1), причому дозволяє отримати повну інформацію при одному спуску-підйомі там, де зазвичай потрібні два.
ВНІІКРнефті був запропонований утяжелитель-нейтралізатор сірководню на основі природного оксиду заліза (магнетиту), який отримав назву снуд. Спосіб отримання цього реагенту полягає в подрібненні магнетитового концентрату мокрим способом в кульових млинах.
Пробка розділова нижня типу ПЦС. | Комплект розділових пробок типу КРП. ВНІІКРнефті застосовується для поділу буферної рідини, тампонажного і бурового розчинів і полегшення герметичній посадки на пружне кільце клапана типу ЦКОД при цементуванні. комплект складається з двох частин: нижньої пробки (7), яка встановлюється в обсадних колон, і верхньої пробки (/Г), яка встановлюється в цементувальних голівці. Нижні манжети 3 пробок мають канавки з загостреними краями і служать для очищення стінок обсадної колони від залишків витісняється рідини.
ВНІІКРнефті розроблена конструктивна схема і запропонована технологія приготування і осреднения двох типів тампонажних розчинів, яку можна здійснити, використовуючи списане Цементувальні обладнання. Крім свого основного призначення ця осреднітельной установка може бути використана як ємність для приготування зачиняють і буферних рідин, а також для накопичення продавоч-ної рідини.
ВНІІКРнефті розроблена і впроваджена спеціальна технологічна схема приготування і нагнітання тампонажного розчину (рис. 720), що виключає його втрати (особливо при використанні вспенивающем реагентів) і дозволяє збільшити подачу насосів цементувальних агрегатів за рахунок створення підпору на прийомі.
ВНІІКРнефті); також знаходить застосування схема цементування свердловин із застосуванням гідравлічного способу активації цементу, при якому потік тампонажного розчину під великим тиском подається в пристрій, де соударяющихся зі стінкою або зустрічним потоком; в результаті цього руйнуються кулькоподібних включення і підвищується ступінь гідратації.
ВНІІКРнефть і НПО Южморгео розроблений блок фазокорреля-ційний каротажний (БФК), за допомогою якого на одній каротажной фотострічці реєструються акустична цементограмма і акустичний сигнал. Застосування БФК дозволяє за один спуск акустичного цементомера (АКЦ) отримати дані про стан контакту цементного каменю з породою і колоною і іншу інформацію, а також виявити інтервали, в яких незацементірованная обсадная колона прилягає до стінки свердловини. В даний час БФК використовують в об'єднаннях Оренбург-нафта, Мангишлакнефть, Ставропілля ефтегаз, Краснодарнефтегаз, Томскнефть і в об'єднаннях Главтюменнефтегаза. Особливо ефективним є застосування БФК спільно з АКЦ в свердловинах, розріз яких представлений дуже щільними або дуже пухкими породами, де дослідження із застосуванням тільки АКЦ практично неефективні.
ВНІІКРнефть була розроблена і випробувана технологія кріплення привибійної зони пескопроявляющіх видобувних і паронагнетательного свердловин полімерними складами, що мають широкий температурний діапазон застосування (20 - 260 С), володіють достатніми характеристиками міцності і фільтраційними характеристиками і забезпечують обмеження виносу механічних домішок свердловинними флюїдами незалежно від ступеня обводнення продукції, що видобувається.
ВНІІКРнефті складений документ щодо виконання підготовчих робіт до ремонту, з контролю герметичності елементів підземного і наземного обладнання та прийняття рішення про ремонт елементів ВСО (1990 р) цього складного об'єкта.
ВНІІКРнефті призначене для ліквідації прихватів нанесенням по схопленого частини ударів, спрямованих зверху вниз або знизу вгору.
ВНІІКРнефть, генеральний директор об'єднання Союзтермнефть (1981 - 1985); начальник Головного технічного управління, член колегії Міннафтопрому СРСР (1985 - 1987); провідний науковий співробітник Московського ін-ту нафти і газу ім. Нагороджений орденами і медалями СРСР, двічі лауреат премії ім.
ВНІІКРнефті і при цементуванні ряду свердловин, де була отримана можливість оцінити її переваги і виявити недоліки.
Пристрої для очищення внутрішніх стінок обсадних колон. ВНІІКРнефті виготовляється по ТУ 39 - 1105 - 86 в дослідному виробничому об'єднанні Карпатнефтемаш і призначений для очищення обсадних колон діаметром 140146і 168 мм.
Порівняльні дані способів відновлення герметичності свердловин. ВНІІКРнефті розроблений комплекс пристроїв (Дорн, скребок, друк, пластир), який дозволяє здійснити ремонт колон способом установки тонкостенного поздовжньо-гофрованого металевого пластиру.
ВНІІКРнефті проведені пошукові дослідницькі роботи з відшукання нових рецептур дрібнозернистого бетону, а також нових технологічних регламентів виготовлення і обробки бетонних насадок.
Порівняння розрахунковий температур (/с фактіческіміі Q для свердловини 3 Суздальській. | Порівняння розрахункових температур (Ос фактіческіміі (2 для свердловини 3 Суздальській при. ВНІІКРнефть, 1976) температури потоку у забою склали: через 27 5 хв промивання 61 5 С, а через 55 хв - 56 С. Через 2 год промивання розрахункова температура була 52 С, а фактична - 54 С.
ВНІІКРнефтііінших інститутах і лабораторіях, показують, що в деяких випадках глибина проникнення агресивних агентів в тамгюнажний камінь дуже мала, а в інших - зразки просочуються агресивним агентом наскрізь.
Рентгенограми магнезіально-піщаного каменю дводобового терміну твердіння в насиченому розчині бішофіту при Т. ВНІІКРнефть, ГАНГ і ППІ розробили і запропонували магнезіальні в'яжучі (табл. 13.3), які забезпечують якісне кріплення свердловин в відкладеннях бішофіту.
ВНІІКРнефть наводить перелік параметрів, контрольованих при прийманні найбільш поширених цементів. Різні геолого-технічні та фізичні умови в свердловинах, пробурених в різних районах і на різну глибину, часто викликають необхідність зміни існуючих фізико-механічних властивостей тампо- нажних розчину і каменю. Тампонажні розчини, призначені для цементування свердловин, повинні перевірятися в умовах, що імітують свердловинні. Якщо властивості розчинів і каменю не відповідають умовам конкретної свердловини, їх слід змінювати коригуючи рецептуру. Ці вимоги повинні дотримуватися особливо при цементуванні глибоких високотемпературних свердловин шляхом підбору сповільнювачів термінів схоплювання і загустіння там-понажних розчинів, реагентів - знижувачів їх водоотдачи, найбільш часто вживаних для обробки розчинів.
ВНІІКРнефть полімерний проникний там-понажний матеріал КОНТАРЬ дозволив розробити кілька конструкцій вибоїв для запобігання пескопроявленія. Технологія розміщення цього матеріалу в заколонном просторі не вимагає складного спеціального обладнання. Тому представляється можливим цементувати Контареном експлуатаційну колону в інтервалі продуктивного пласта з подальшою її перфорацією без порушення цілісності фільтра або цементувати перфорований хвостовик з подальшим раз-буріваніем затверділого складу в хвостовику.
ВНІІКРнефті і широко застосовуються у виробництві.
Протектор самозаклинюється. ВНІІКРнефтью розроблені і впроваджені протекторні кільця. Усередині каркаса закріплена гнучка прокладка 3 краї якої загорнуті всередину. Металевий каркас 4 по поверхні обмазується спеціальним клеєм при обрезініваніе. Конструкція протектора забезпечує його самозаклинювання на бурильної трубі. Протектори легко встановлюються на бурильної трубі як над ротоас під час спускопод'емних операцій, так і на містках бурової.
ВНІІКРнефтью розроблені вихідні вимогиаа усереднити-вальну ємність, відповідно до яких вона призначається для стабілізації щільності і підвищення однорідності цементних розчинів і може бути використана для приготування буферної рідини і рідини замішування. Осреднітельной ємність слід монуувати на шасі автомобіля разом з пристроєм для перемішування розчину (з рівнеміром), маніфольди для обв'язки з цементувальних агрегатів і цементо-змішувальними машинами і нарешті пробовідбірниками для взяття контрольних проб. Продуктивність осреднітельной установки повинна бути не менше 60 л /с, коливання щільності розчинів не повинні перевищувати 30 кг /м3 для розчину з портландцементу без добавок і50 кг /м3 для обтяжених.
ВНІІКРнефтью спільно з Всесоюзним об'єднанням Пласто-полімер розроблений полімер СПВС - ефективний знижувач водоотдачи цементних розчинів при температурі до 75 С. Випробування цього реагенту, проведені в об'єднаннях Татнефть, Оренбург-нафта і Главтюменнефтегаза, показали його високу ефективність: у всіх свердловинах отримано приплив безводної нафти, незважаючи на те що стволами зони водонефтяного контакту і наявності тільки двометрових перемичок між нафтовими і водоносними пластами.
ВНІІКРнефтью розроблений В'язкопружні гель (вуг-2), який може бути використаний як і ВУС для ізоляції відпр-струмів в видобувних свердловинах або для ізоляції поглинаючих пластів.
Вимоги до міцності зразків при вигині. | Вимоги до термінів схоплювання. | Порівняння властивостей гидрофобного і еталонного цементів. ВНІІКРнефтью запропонований реагент - ді-метілсілоксанолят натрію. Він є рідким побічним (раніше спалювали) продуктом при отриманні полісілоксанових смол. Він не замерзає при температурі до - 35 ° С, нетоксичний. вводиться в цемент при помелі клінкеру в кількості01% в перерахунку на 100% - ний продукт.
ВНІІКРнефтью розроблені цементно-полімерні розчини, які містять водорозчинні мономери і утворюють в процесі твердіння епоксидний полімер.
ВНІІКРнефтью розробляється метод ремонту обсад - них колон сталевими гофрованими пластирами.
ВНІІКРнефтью і серійно випускаються там-понажние цементи на основі доменних гранульованих шлаків серії ШПЦС-120 ШПЦС-200 УШЦ-120 УШЦ-200 ОШЦ-120 ОШЦ-200 є стійкими при температурі120 С в умовах корозії вилуговування і термічної агресії. Застосування чистих шлаків (без добавки кварцового піску) при цьому не рекомендується.
У ВНІІКРнефті вдосконалена схема обв'язки гирла свердловин.
Комплект розділових пробок КРП 140 - 146.
У ВНІІКРнефті[18]розроблений комплект розділових пробок (верхньої і нижньої) діаметром 140 - 146 мм з горизонтальним розташуванням манжет, що виключає заклинювання пробок в колоні. Пробки призначені для поділу буферної рідини, тампонаж-ного і бурового розчинів і забезпечення герметичній посадки на пружне кільце клапана типу ЦКОД в обсадних колонах в процесі цементування свердловин.
У ВНІІКРнефті були виконані дослідження з очищення повторно використаних БСВ методом електрокоагуляції.
У ВНІІКРнефті доведена доцільність поєднання процесу підготовки стовбура до кріплення з процесом буріння свердловини. Підготовка стовбура до кріплення при бурінні свердловин дозволяє повністю виключити з циклу буріння процес підготовки стовбура жорсткими компонуваннями.
У ВНІІКРнефті розроблений (В. М. Мільштейн) порядок і варіанти вибору цементувальних обладнання.
У ВНІІКРнефті за участю НІІстромпроекта розроблений склад алінітового портландцементу для цементування нафтових і газових свердловин.
У ВНІІКРнефті розроблений і досліджений новий бесклін-Керн важкий корозійностійкий тампонажний цеменг типу ЦТУК-120 призначений для цементування усмоктув-них і газових свердловин, що розкрила зони з аномально високими пластовими тисками і агресивними сероводородсодержа-ські флюїдами.
У ВНІІКРнефті спільно з НІІморгеофізікой створено комплексний фоторегістратор, реєструючий одночасно на одній каротажной фотострічці цементограмму і зміна з глибиною свердловини повного акустичного сигналу у вигляді фазокоррелограмми.
Інститутом ВНІІКРнефть для умов Західно-Сибірських родовищ розроблена ТЖ на основі суміші водного розчину нітрату кальцію і хлориду кальцію. Рідина щільністю 1600 кг /м3 кристалізується при - 8 - 16 С, а при щільності1450 кг /м3 - при температурі нижче - 50 С. В'язкісні і фільтраційні властивості ТЖ регулюються відомими хімічними реагентами, наприклад, крохмалем при.
Інститутом ВНІІКРнефть для вирівнювання профілю прийомистості в нагнітальних і обмеження водопритоків в видобувних свердловинах запропонований гелеобразующий склад ДОС-2 що представляє собою водний розчин ПАА з добавкою гелеобразующіх (сшивающих) агентів. Всі компоненти композиції знаходяться в порошкоподібному вигляді і добре розчинні у воді.
У ВНІІКРнефті запропонований новий реагент для зниження водовіддачі розчинів на базі портландцементов і шлакових цементів ПВС-ТР.
У ВНІІКРнефті розроблений алгоритм і складена спеціальна програма (МІЦ-2), що дозволяє по кривим р f г (t), Q - /2 (Ot Р fa (01 знятим за допомогою СКЦ-2М в процесі цементування, виділити сумарні гідродинамічні втрати ря в трубах і затрубному просторі.
у ВНІІКРнефті розроблена для використання в районах Крайньої Півночі суспензія піску в водному розчині діетіленглі-коля. Ця буферна рідина сумісна з усіма відомими хімічними реагентами, використовуваними для обробки бурових і цементних розчинів, седиментаційно стійка і є хорошим Разжижителі сумішей в зонах контакту: буферна рідина - цементний розчин, буферна рідина - буровий розчин. Температура замерзання такої суспензії приблизно - 30 С, що значно нижче температури, характерної для зон залягання багаторічномерзлих порід.
у ВНІІКРнефті розроблена граф-схема алгоритму вибору буферної рідини, увійшла в програму АСУТ цементування свердловин.
Принципова схема станції СКЦ-2М. У ВНІІКРнефті розроблена автоматизована система управління процесом цементування свердловин.
У ВНІІКрнефті запропонована фенолформальдегідопіаковая композиція (10% фенолу, 12% формаліну, 8% води, 70% шлаку), яка здатна через 4 5 годин закаліть в пластмасу.
У ВНІІКРнефті запропоновано замінити використовувану при нафтовому бурінні дефіцитну диспетчерські кремнійор-ганическое ГКЖ і КМЦ на ПАА спільно з реагентами нитри-лотріметілфосфоновой і оксіетіліденфосфоновой кислот. Ця композиція нетоксична, легко розчиняється у воді.
Технічна характеристика ударно-вібраційних яссов. ВНІІКРнефті призначене для ліквідації прихватів нанесенням по схопленого частини ударів, спрямованих зверху вниз або знизу вгору.
Комплект розділових пробок типу КРП. ВНІІКРнефті застосовують для поділу буферної рідини, тампонажного і бурового розчинів і полегшення герметичній посадки на пружне кільце клапана типу ЦКОД при цементуванні. Комплект складається з двох частин: нижньої пробки (/), яка встановлюється в обсадних колон, і верхньої пробки (Я), яка встановлюється в цементувальних голівці. нижні манжети 3 пробок мають канавки з загостреними краями і служать для очищення стінок обсадної колони від залишків витісняється рідини. Манжети 2 забезпечені по периферії трикутними вирізами і крім поділу рідин, служать також для цементування пробки по осі обсадної колони.
ВНІІКРнефті проведені дослідження на установці що дозволяє моделювати гідродинамічний вплив циркулюючого розчину при температурах в свердловині від 20 до 100 С.
ВНІІКРнефті набазеБФК фазокоррелограф Хвиля, який дозволяє записувати повний хвильовий сигнал в інтервалі часу від 500 до 1800 мкс (в режимі БФК) і від 500 до 4500 мкс, включаючи реєстрацію відбитих від муфтових з'єднань хвиль. Апаратура Хвиля працює в комплекті з усіма типами апаратури акустичного контролю (АК-1 УЗБА-21 АКЦ-4 АКЦ-1), причому дозволяє отримати повну інформацію при одному спуску-підйомі там, де зазвичай потрібні два.
ВНІІКРнефті був запропонований утяжелитель-нейтралізатор сірководню на основі природного оксиду заліза (магнетиту), який отримав назву снуд. Спосіб отримання цього реагенту полягає в подрібненні магнетитового концентрату мокрим способом в кульових млинах.
Пробка розділова нижня типу ПЦС. | Комплект розділових пробок типу КРП. ВНІІКРнефті застосовується для поділу буферної рідини, тампонажного і бурового розчинів і полегшення герметичній посадки на пружне кільце клапана типу ЦКОД при цементуванні. комплект складається з двох частин: нижньої пробки (7), яка встановлюється в обсадних колон, і верхньої пробки (/Г), яка встановлюється в цементувальних голівці. Нижні манжети 3 пробок мають канавки з загостреними краями і служать для очищення стінок обсадної колони від залишків витісняється рідини.
ВНІІКРнефті розроблена конструктивна схема і запропонована технологія приготування і осреднения двох типів тампонажних розчинів, яку можна здійснити, використовуючи списане Цементувальні обладнання. Крім свого основного призначення ця осреднітельной установка може бути використана як ємність для приготування зачиняють і буферних рідин, а також для накопичення продавоч-ної рідини.
ВНІІКРнефті розроблена і впроваджена спеціальна технологічна схема приготування і нагнітання тампонажного розчину (рис. 720), що виключає його втрати (особливо при використанні вспенивающем реагентів) і дозволяє збільшити подачу насосів цементувальних агрегатів за рахунок створення підпору на прийомі.
ВНІІКРнефті); також знаходить застосування схема цементування свердловин із застосуванням гідравлічного способу активації цементу, при якому потік тампонажного розчину під великим тиском подається в пристрій, де соударяющихся зі стінкою або зустрічним потоком; в результаті цього руйнуються кулькоподібних включення і підвищується ступінь гідратації.
ВНІІКРнефть і НПО Южморгео розроблений блок фазокорреля-ційний каротажний (БФК), за допомогою якого на одній каротажной фотострічці реєструються акустична цементограмма і акустичний сигнал. Застосування БФК дозволяє за один спуск акустичного цементомера (АКЦ) отримати дані про стан контакту цементного каменю з породою і колоною і іншу інформацію, а також виявити інтервали, в яких незацементірованная обсадная колона прилягає до стінки свердловини. В даний час БФК використовують в об'єднаннях Оренбург-нафта, Мангишлакнефть, Ставропілля ефтегаз, Краснодарнефтегаз, Томскнефть і в об'єднаннях Главтюменнефтегаза. Особливо ефективним є застосування БФК спільно з АКЦ в свердловинах, розріз яких представлений дуже щільними або дуже пухкими породами, де дослідження із застосуванням тільки АКЦ практично неефективні.
ВНІІКРнефть була розроблена і випробувана технологія кріплення привибійної зони пескопроявляющіх видобувних і паронагнетательного свердловин полімерними складами, що мають широкий температурний діапазон застосування (20 - 260 С), володіють достатніми характеристиками міцності і фільтраційними характеристиками і забезпечують обмеження виносу механічних домішок свердловинними флюїдами незалежно від ступеня обводнення продукції, що видобувається.
ВНІІКРнефті складений документ щодо виконання підготовчих робіт до ремонту, з контролю герметичності елементів підземного і наземного обладнання та прийняття рішення про ремонт елементів ВСО (1990 р) цього складного об'єкта.
ВНІІКРнефті призначене для ліквідації прихватів нанесенням по схопленого частини ударів, спрямованих зверху вниз або знизу вгору.
ВНІІКРнефть, генеральний директор об'єднання Союзтермнефть (1981 - 1985); начальник Головного технічного управління, член колегії Міннафтопрому СРСР (1985 - 1987); провідний науковий співробітник Московського ін-ту нафти і газу ім. Нагороджений орденами і медалями СРСР, двічі лауреат премії ім.
ВНІІКРнефті і при цементуванні ряду свердловин, де була отримана можливість оцінити її переваги і виявити недоліки.
Пристрої для очищення внутрішніх стінок обсадних колон. ВНІІКРнефті виготовляється по ТУ 39 - 1105 - 86 в дослідному виробничому об'єднанні Карпатнефтемаш і призначений для очищення обсадних колон діаметром 140146і 168 мм.
Порівняльні дані способів відновлення герметичності свердловин. ВНІІКРнефті розроблений комплекс пристроїв (Дорн, скребок, друк, пластир), який дозволяє здійснити ремонт колон способом установки тонкостенного поздовжньо-гофрованого металевого пластиру.
ВНІІКРнефті проведені пошукові дослідницькі роботи з відшукання нових рецептур дрібнозернистого бетону, а також нових технологічних регламентів виготовлення і обробки бетонних насадок.
Порівняння розрахунковий температур (/с фактіческіміі Q для свердловини 3 Суздальській. | Порівняння розрахункових температур (Ос фактіческіміі (2 для свердловини 3 Суздальській при. ВНІІКРнефть, 1976) температури потоку у забою склали: через 27 5 хв промивання 61 5 С, а через 55 хв - 56 С. Через 2 год промивання розрахункова температура була 52 С, а фактична - 54 С.
ВНІІКРнефтііінших інститутах і лабораторіях, показують, що в деяких випадках глибина проникнення агресивних агентів в тамгюнажний камінь дуже мала, а в інших - зразки просочуються агресивним агентом наскрізь.
Рентгенограми магнезіально-піщаного каменю дводобового терміну твердіння в насиченому розчині бішофіту при Т. ВНІІКРнефть, ГАНГ і ППІ розробили і запропонували магнезіальні в'яжучі (табл. 13.3), які забезпечують якісне кріплення свердловин в відкладеннях бішофіту.
ВНІІКРнефть наводить перелік параметрів, контрольованих при прийманні найбільш поширених цементів. Різні геолого-технічні та фізичні умови в свердловинах, пробурених в різних районах і на різну глибину, часто викликають необхідність зміни існуючих фізико-механічних властивостей тампо- нажних розчину і каменю. Тампонажні розчини, призначені для цементування свердловин, повинні перевірятися в умовах, що імітують свердловинні. Якщо властивості розчинів і каменю не відповідають умовам конкретної свердловини, їх слід змінювати коригуючи рецептуру. Ці вимоги повинні дотримуватися особливо при цементуванні глибоких високотемпературних свердловин шляхом підбору сповільнювачів термінів схоплювання і загустіння там-понажних розчинів, реагентів - знижувачів їх водоотдачи, найбільш часто вживаних для обробки розчинів.
ВНІІКРнефть полімерний проникний там-понажний матеріал КОНТАРЬ дозволив розробити кілька конструкцій вибоїв для запобігання пескопроявленія. Технологія розміщення цього матеріалу в заколонном просторі не вимагає складного спеціального обладнання. Тому представляється можливим цементувати Контареном експлуатаційну колону в інтервалі продуктивного пласта з подальшою її перфорацією без порушення цілісності фільтра або цементувати перфорований хвостовик з подальшим раз-буріваніем затверділого складу в хвостовику.
ВНІІКРнефті і широко застосовуються у виробництві.
Протектор самозаклинюється. ВНІІКРнефтью розроблені і впроваджені протекторні кільця. Усередині каркаса закріплена гнучка прокладка 3 краї якої загорнуті всередину. Металевий каркас 4 по поверхні обмазується спеціальним клеєм при обрезініваніе. Конструкція протектора забезпечує його самозаклинювання на бурильної трубі. Протектори легко встановлюються на бурильної трубі як над ротоас під час спускопод'емних операцій, так і на містках бурової.
ВНІІКРнефтью розроблені вихідні вимогиаа усереднити-вальну ємність, відповідно до яких вона призначається для стабілізації щільності і підвищення однорідності цементних розчинів і може бути використана для приготування буферної рідини і рідини замішування. Осреднітельной ємність слід монуувати на шасі автомобіля разом з пристроєм для перемішування розчину (з рівнеміром), маніфольди для обв'язки з цементувальних агрегатів і цементо-змішувальними машинами і нарешті пробовідбірниками для взяття контрольних проб. Продуктивність осреднітельной установки повинна бути не менше 60 л /с, коливання щільності розчинів не повинні перевищувати 30 кг /м3 для розчину з портландцементу без добавок і50 кг /м3 для обтяжених.
ВНІІКРнефтью спільно з Всесоюзним об'єднанням Пласто-полімер розроблений полімер СПВС - ефективний знижувач водоотдачи цементних розчинів при температурі до 75 С. Випробування цього реагенту, проведені в об'єднаннях Татнефть, Оренбург-нафта і Главтюменнефтегаза, показали його високу ефективність: у всіх свердловинах отримано приплив безводної нафти, незважаючи на те що стволами зони водонефтяного контакту і наявності тільки двометрових перемичок між нафтовими і водоносними пластами.
ВНІІКРнефтью розроблений В'язкопружні гель (вуг-2), який може бути використаний як і ВУС для ізоляції відпр-струмів в видобувних свердловинах або для ізоляції поглинаючих пластів.
Вимоги до міцності зразків при вигині. | Вимоги до термінів схоплювання. | Порівняння властивостей гидрофобного і еталонного цементів. ВНІІКРнефтью запропонований реагент - ді-метілсілоксанолят натрію. Він є рідким побічним (раніше спалювали) продуктом при отриманні полісілоксанових смол. Він не замерзає при температурі до - 35 ° С, нетоксичний. вводиться в цемент при помелі клінкеру в кількості01% в перерахунку на 100% - ний продукт.
ВНІІКРнефтью розроблені цементно-полімерні розчини, які містять водорозчинні мономери і утворюють в процесі твердіння епоксидний полімер.
ВНІІКРнефтью розробляється метод ремонту обсад - них колон сталевими гофрованими пластирами.
ВНІІКРнефтью і серійно випускаються там-понажние цементи на основі доменних гранульованих шлаків серії ШПЦС-120 ШПЦС-200 УШЦ-120 УШЦ-200 ОШЦ-120 ОШЦ-200 є стійкими при температурі120 С в умовах корозії вилуговування і термічної агресії. Застосування чистих шлаків (без добавки кварцового піску) при цьому не рекомендується.
У ВНІІКРнефті вдосконалена схема обв'язки гирла свердловин.
Комплект розділових пробок КРП 140 - 146.
У ВНІІКРнефті[18]розроблений комплект розділових пробок (верхньої і нижньої) діаметром 140 - 146 мм з горизонтальним розташуванням манжет, що виключає заклинювання пробок в колоні. Пробки призначені для поділу буферної рідини, тампонаж-ного і бурового розчинів і забезпечення герметичній посадки на пружне кільце клапана типу ЦКОД в обсадних колонах в процесі цементування свердловин.
У ВНІІКРнефті були виконані дослідження з очищення повторно використаних БСВ методом електрокоагуляції.
У ВНІІКРнефті доведена доцільність поєднання процесу підготовки стовбура до кріплення з процесом буріння свердловини. Підготовка стовбура до кріплення при бурінні свердловин дозволяє повністю виключити з циклу буріння процес підготовки стовбура жорсткими компонуваннями.
У ВНІІКРнефті розроблений (В. М. Мільштейн) порядок і варіанти вибору цементувальних обладнання.
У ВНІІКРнефті за участю НІІстромпроекта розроблений склад алінітового портландцементу для цементування нафтових і газових свердловин.
У ВНІІКРнефті розроблений і досліджений новий бесклін-Керн важкий корозійностійкий тампонажний цеменг типу ЦТУК-120 призначений для цементування усмоктув-них і газових свердловин, що розкрила зони з аномально високими пластовими тисками і агресивними сероводородсодержа-ські флюїдами.
У ВНІІКРнефті спільно з НІІморгеофізікой створено комплексний фоторегістратор, реєструючий одночасно на одній каротажной фотострічці цементограмму і зміна з глибиною свердловини повного акустичного сигналу у вигляді фазокоррелограмми.
Інститутом ВНІІКРнефть для умов Західно-Сибірських родовищ розроблена ТЖ на основі суміші водного розчину нітрату кальцію і хлориду кальцію. Рідина щільністю 1600 кг /м3 кристалізується при - 8 - 16 С, а при щільності1450 кг /м3 - при температурі нижче - 50 С. В'язкісні і фільтраційні властивості ТЖ регулюються відомими хімічними реагентами, наприклад, крохмалем при.
Інститутом ВНІІКРнефть для вирівнювання профілю прийомистості в нагнітальних і обмеження водопритоків в видобувних свердловинах запропонований гелеобразующий склад ДОС-2 що представляє собою водний розчин ПАА з добавкою гелеобразующіх (сшивающих) агентів. Всі компоненти композиції знаходяться в порошкоподібному вигляді і добре розчинні у воді.
У ВНІІКРнефті запропонований новий реагент для зниження водовіддачі розчинів на базі портландцементов і шлакових цементів ПВС-ТР.
У ВНІІКРнефті розроблений алгоритм і складена спеціальна програма (МІЦ-2), що дозволяє по кривим р f г (t), Q - /2 (Ot Р fa (01 знятим за допомогою СКЦ-2М в процесі цементування, виділити сумарні гідродинамічні втрати ря в трубах і затрубному просторі.
у ВНІІКРнефті розроблена для використання в районах Крайньої Півночі суспензія піску в водному розчині діетіленглі-коля. Ця буферна рідина сумісна з усіма відомими хімічними реагентами, використовуваними для обробки бурових і цементних розчинів, седиментаційно стійка і є хорошим Разжижителі сумішей в зонах контакту: буферна рідина - цементний розчин, буферна рідина - буровий розчин. Температура замерзання такої суспензії приблизно - 30 С, що значно нижче температури, характерної для зон залягання багаторічномерзлих порід.
у ВНІІКРнефті розроблена граф-схема алгоритму вибору буферної рідини, увійшла в програму АСУТ цементування свердловин.
Принципова схема станції СКЦ-2М. У ВНІІКРнефті розроблена автоматизована система управління процесом цементування свердловин.
У ВНІІКрнефті запропонована фенолформальдегідопіаковая композиція (10% фенолу, 12% формаліну, 8% води, 70% шлаку), яка здатна через 4 5 годин закаліть в пластмасу.
У ВНІІКРнефті запропоновано замінити використовувану при нафтовому бурінні дефіцитну диспетчерські кремнійор-ганическое ГКЖ і КМЦ на ПАА спільно з реагентами нитри-лотріметілфосфоновой і оксіетіліденфосфоновой кислот. Ця композиція нетоксична, легко розчиняється у воді.