Реконструкция и восстановление скважин

1. Бурение

нефтяных и газовых скважин
13. Реконструкция и
восстановление скважин
Балаба Владимир Иванович
РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина
Перейти на первую страницу

2.

Реконструкция – бурение
дополнительного ствола в действующей
или законсервированной скважине
Восстановление - бурение
дополнительного ствола в
ликвидированной скважине
В.И. Балаба, 2006
2

3. 12.1. Консервация скважин

12.1.1. Консервация скважин в процессе строительства
Для консервации скважин с открытым стволом:
1) спустить бурильный инструмент с «воронкой» до забоя скважины,
промыть скважину и довести параметры ПЖ до проектных значений;
2) поднять бурильные трубы в башмак последней ОК, верхнюю часть
колонны заполнить незамерзающей жидкостью;
3) загерметизировать трубное и затрубное пространство скважины;
4) провести консервацию бурового оборудования;
5) на устье скважины укрепить металлическую табличку с указанием
номера скважины, времени начала и окончания ее консервации и
организации-владельца.
В.И. Балаба, 2006
Балаба В.И. Технологический риск в бурении. Консервация
и ликвидация скважин: Учебное пособие. - М.: РГУ
нефти и газа им. И.М. Губкина, 2003.
3

4. Консервация скважин в процессе строительства

Для консервации скважины со спущенной
(неперфорированной) колонной:
1) спустить в скважину бурильный инструмент или колонну
НКТ до глубины искусственного забоя;
2) обработать ПЖ с доведением ее параметров до
проектных, добавить ингибитор коррозии;
3) приподнять колонну труб на 50 м от забоя, верхнюю
часть скважины заполнить незамерзающей жидкостью;
4) загерметизировать трубное и затрубное пространство
скважины;
5) провести консервацию бурового оборудования;
6) на устье скважины укрепить металлическую табличку с
указанием номера скважины, времени начала и окончания ее
консервации и организации-владельца.
В.И. Балаба, 2006
4

5. Консервация скважин, законченных строительством

1) спустить НКТ с «воронкой». Заглушить скважину
жидкостью с параметрами, установленными проектной
документацией, и обработанную ингибиторами коррозии;
2) в интервал перфорации закачать специальную
жидкость, обеспечивающую сохранение коллекторских
свойств продуктивного пласта;
3) поднять НКТ выше интервала перфорации. Верхнюю
часть скважины заполнить незамерзающей жидкостью.
Устьевое оборудование защитить от коррозии. При
коэффициенте аномальности давления Ка = 1,1 и выше в
компоновку НКТ включить пакер и клапан-отсекатель;
4) с устьевой арматуры снять штурвалы, манометры,
установить на арматуре заглушки;
В.И. Балаба, 2006
5

6. Консервация скважин, законченных строительством

5) оградить устье скважины (кроме скважин на кустовых
площадках). На ограждении укрепить табличку с указанием
номера скважины, месторождения, предприятия-пользователя
недр, срока консервации;
6) провести планировку прискважинной площадки.
Необходимость установки цементного моста над
интервалом перфорации определяется планом работ на
консервацию скважины, разработанным и согласованным в
установленном порядке, в зависимости от длительности
консервации и других факторов.
В.И. Балаба, 2006
6

7. Консервация скважин в процессе эксплуатации

1) поднять из скважины оборудование. При консервации
сроком более одного года по скважинам, оборудованным
штанговыми гидравлическими насосами, поднимается
подземное оборудование;
2) спустить НКТ, промыть ствол скважины, очистить
интервал перфорации;
3) проверить герметичность колонны и отсутствие
заколонной циркуляции;
4) ствол скважины заполнить нейтральной жидкостью,
исключающей коррозионное воздействие на колонну и
обеспечивающей сохранение коллекторских свойств
продуктивного горизонта и необходимое противодавление на
пласт. Верхнюю часть скважины заполнить незамерзающей
жидкостью.
В.И. Балаба, 2006
7

8. Консервация скважин в процессе эксплуатации

Схема обвязки устья скважины, установка цементных
мостов выше интервалов перфорации, возможность
извлечения из скважины НКТ устанавливаются проектной
документацией на консервацию скважины.
В скважинах, эксплуатирующих два и более горизонта с
разными пластовыми давлениями, следует провести
разобщение этих горизонтов.
При наличии в продукции скважины агрессивных
компонентов должна быть предусмотрена защита колонн и
устьевого оборудования от их воздействия.
В.И. Балаба, 2006
8

9. Консервация скважин, законченных строительством

1) спустить НКТ с «воронкой». Заглушить скважину
жидкостью с параметрами, установленными проектной
документацией, и обработанную ингибиторами коррозии;
2) в интервал перфорации закачать специальную
жидкость, обеспечивающую сохранение коллекторских
свойств продуктивного пласта;
3) поднять НКТ выше интервала перфорации. Верхнюю
часть скважины заполнить незамерзающей жидкостью.
Устьевое оборудование защитить от коррозии. При
коэффициенте аномальности давления Ка = 1,1 и выше в
компоновку НКТ включить пакер и клапан-отсекатель;
4) с устьевой арматуры снять штурвалы, манометры,
установить на арматуре заглушки;
В.И. Балаба, 2006
9

10. Консервация скважин, законченных строительством

5) оградить устье скважины (кроме скважин на кустовых
площадках). На ограждении укрепить табличку с указанием
номера скважины, месторождения, предприятия-пользователя
недр, срока консервации;
6) провести планировку прискважинной площадки.
Необходимость установки цементного моста над
интервалом перфорации определяется планом работ на
консервацию скважины, разработанным и согласованным в
установленном порядке, в зависимости от длительности
консервации и других факторов.
В.И. Балаба, 2006
10

11. Расконсервация скважины, находившейся в эксплуатации:

1) установить штурвалы на задвижки фонтанной
арматуры;
2) разгерметизировать патрубки и установить манометры;
3) снять заглушки с фланцев задвижек;
4) фонтанную арматуру гидроиспытать при давлении,
соответствующем условиям эксплуатации;
5) промыть скважину;
6) при необходимости произвести допуск колонны НКТ до
заданной глубины, и после оборудования устья произвести ее
освоение и ввод в эксплуатацию;
При наличии в скважине цементного моста его
разбуривают, скважину промывают до искусственного забоя,
спускают в колонну НКТ и другое подземное оборудование, и
после оборудования устья скважину осваивают.
В.И. Балаба, 2006
11

12. 12.2. Ликвидация скважин

12.2.1. Категории скважин, подлежащих ликвидации
Ликвидируемые скважины в зависимости от причин
ликвидации подразделяются на 4 категории:
I — выполнившие свое назначение;
II — ликвидируемые по геологическим причинам;
III — ликвидируемые по техническим причинам;
IV — ликвидируемые по технологическим, экологическим и
другим причинам.
В.И. Балаба, 2006
12

13. 12.2.2. Ликвидация скважин без эксплуатационной колонны

Производится путем установки цементных мостов в
интервалах залегания высоконапорных минерализованных
вод (Ка = 1,1 и выше) и слабопродуктивных, не имеющих
промышленного значения залежей углеводородов.
Высота цементного моста должна быть на 20 м ниже
подошвы и на столько же выше кровли каждого такого
горизонта.
Над кровлей верхнего пласта с минерализованной водой, а
также на границе залегания пластов с пресными и
минерализованными водами (если они не перекрыты
промежуточной колонной) устанавливается цементный мост
высотой 50 м.
В башмаке последней промежуточной колонны
устанавливается цементный мост с перекрытием башмака
колонны не менее чем на 50 м.
В.И. Балаба, 2006
13

14. Ликвидация скважин без эксплуатационной колонны

Наличие мостов проверяется разгрузкой бурильного
инструмента или НКТ с усилием, не превышающим предельно
допустимую удельную нагрузку на цементный камень.
Установленный в башмаке последней промежуточной колонны
цементный мост, кроме того, испытывается методом
гидравлической опрессовки.
Извлечение верхней части промежуточной колонны с
незацементированным затрубным пространством допускается
при отсутствии в разрезе напорных и углеводородсодержащих
горизонтов.
В этом случае в оставшейся части промежуточной колонны
устанавливается цементный мост высотой на 50 м выше и 20
м ниже места извлечения колонны.
Оставшаяся часть промежуточной колонны заполняется
нейтральной жидкостью, кондуктор — нейтральной
незамерзающей жидкостью.
В.И. Балаба, 2006
14

15. 12.2.3. Ликвидация скважин в результате аварии с бурильным инструментом в необсаженной части ствола

Произвести торпедирование или отворот неприхваченной
части инструмента.
При нахождении верхней части оставшегося в скважине
инструмента ниже башмака промежуточной колонны
произвести установку цементного моста под давлением с
перекрытием головы оставшегося инструмента на 50 м. После
ОЗЦ определить разгрузкой бурильного инструмента или НКТ
верхний уровень цементного моста. В башмаке промежуточной
колонны также установить цементный мост высотой 50 м и
проверить его наличие разгрузкой бурильного инструмента
или НКТ и опрессовкой.
Над кровлей верхнего пласта с минерализованной водой, а
также на границе залегания пластов с пресными и
минерализованными водами (если они не перекрыты
промежуточной колонной) устанавливается цементный мост
высотой 50 м.
В.И. Балаба, 2006
15

16. Ликвидация скважин в результате аварии с бурильным инструментом в необсаженной части ствола

В башмаке последней промежуточной колонны
устанавливается цементный мост с перекрытием
башмака колонны не менее чем на 50 м.
Наличие мостов проверяется разгрузкой
бурильного инструмента или НКТ с усилием, не
превышающим предельно допустимую удельную
нагрузку на цементный камень. Установленный в
башмаке последней промежуточной колонны
цементный мост, кроме того, испытывается методом
гидравлической опрессовки.
В.И. Балаба, 2006
16

17. 12.2.4. Ликвидация скважин в результате аварии с бурильным инструментом, верхняя часть которого находится в обсаженной части ствола

Производят торпедирование или отворот бурильного
инструмента на уровне башмака колонны. Затем устанавливают
цементный мост путем цементирования под давлением на уровне не
менее 100 м над башмаком промежуточной колонны.
Над кровлей верхнего пласта с минерализованной водой, а также
на границе залегания пластов с пресными и минерализованными
водами (если они не перекрыты промежуточной колонной)
устанавливается цементный мост высотой 50 м.
В башмаке последней промежуточной колонны устанавливается
цементный мост с перекрытием башмака колонны не менее чем на 50
м.
Наличие мостов проверяется разгрузкой бурильного инструмента
или НКТ с усилием, не превышающим предельно допустимую
удельную нагрузку на цементный камень. Установленный в башмаке
последней промежуточной колонны цементный мост, кроме того,
испытывается методом гидравлической опрессовки.
В.И. Балаба, 2006
17

18. 12.2.5. Ликвидация скважин со спущенной эксплуатационной колонной

При подъеме цемента за эксплуатационной колонной выше
башмака предыдущей колонны (промежуточной колонны или
кондуктора) устанавливаются цементные мосты против всех
интервалов перфорации, интервалов негерметичности,
установки муфт ступенчатого цементирования, в местах
стыковки при секционном спуске эксплуатационной и
промежуточной колонн, интервале башмака кондуктора
(промежуточной колонны). Если по решению пользователя
недр производится отворот незацементированной части
эксплуатационной колонны, то устанавливается цементный
мост высотой не менее 50 м на «голове» оставшейся части
колонны. Оставшаяся часть скважины заполняется
незамерзающей нейтральной жидкостью.
В.И. Балаба, 2006
18

19. 12.2.5. Ликвидация скважин со спущенной эксплуатационной колонной

При отсутствии цементного камня за эксплуатационной
колонной ниже башмака кондуктора или промежуточной
колонны, если в этот промежуток попадают пластыколлекторы, содержащие минерализованную воду или
углеводороды, производится перфорация колонны и
цементирование под давлением с установкой цементного
моста в колонне.
Цементный мост должен перекрывать указанный интервал на
20 м ниже и выше. Его опрессовывают, проводят
исследования по определению высоты подъема цементного
раствора и качества схватывания 6666
В.И. Балаба, 2006
19

20. Ликвидация скважин со спущенной эксплуатационной колонной

При ликвидации скважин с нарушенной колонной из-за
аварии или корродирования эксплуатационной колонны
вследствие длительных сроков эксплуатации проводятся
исследования по определению наличия и качества
цементного камня за колонной. В интервалах отсутствия
цементного камня проводят цементирование и
устанавливают цементный мост в колонне с перекрытием
всей прокорродировавшей ее части и на 20 м выше и ниже
этого интервала с последующей опрессовкой оставшейся
части колонны.
Ликвидация скважин со смятой эксплуатационной
колонной производится путем установки цементных мостов в
интервалах перфорации и смятия колонн на 20 м ниже и на
100 м выше этих интервалов.
В.И. Балаба, 2006
20

21. 12.2.6. Ликвидация скважин по техническим причинам

В скважинах всех категорий, пробуренных в пределах
внешнего контура нефтегазоносности и максимального
размера искусственной залежи газохранилища, цементные
ликвидационные мосты устанавливаются в интервале и на 20
м ниже и выше границ всех продуктивных горизонтов,
продуктивность которых установлена в процессе
строительства скважины, разработки месторождения,
эксплуатации хранилища.
В.И. Балаба, 2006
21

22. 12.2.7. Оборудование устья ликвидированной скважины

Устье ликвидированной скважины оборудуется заглушкой
(или глухим фланцем с вваренным патрубком и вентилем),
установленной на кондукторе (промежуточной колонне).
На устье скважины устанавливается бетонная тумба
размером 1 1 1 м с репером высотой не менее 0,5 м и металлической таблицей, на которой электросваркой указываются:
номер скважины;
месторождение (площадь);
предприятие — пользователь недр;
дата ликвидации.
При расположении скважины на землях, используемых для
сельскохозяйственных целей, устье скважины углубляется не
менее чем на 2 м от поверхности, оборудуется заглушкой, установленной на кондукторе (промежуточной колонне), и таблицей.
Заглушка покрывается материалом, предотвращающим ее
коррозию, и устье скважины засыпается землей.
В.И. Балаба, 2006
22

23. Оборудование устья ликвидированной скважины

По скважинам, вскрывшим малодебитные, низконапорные
пласты (Ка < 1,1), допускается принимать консервационные
цементные мосты в качестве ликвидационных при условии, что
мост перекрывает верхние отверстия перфорации не менее чем
на 50 м.
Выкопировка плана местности с указанием местоположения
устья ликвидированной скважины передается
землепользователю, о чем делается соответствующая отметка в
деле скважины и акте на рекультивацию земельного участка.
В.И. Балаба, 2006
23

24. 12.3. Профили боковых стволов

В.И. Балаба, 2006
24

25. 12.4. Восстановление скважин

1) Забуривание (зарезка) бокового ствола :
• вырезание участка ОК;
• вырезание окна в ОК.
2) Бурение бокового ствола.
В.И. Балаба, 2006
25

26. 12.4.1. Вырезание участка обсадной колонны

Осуществляется путем фрезерования.
Недостатки:
• сплошность цементного камня за ОК не менее
70%
(исключение поломки бурильного инструмента,
поглощения ПЖ и т.д.);
большой объем металлической стружки.
Достижения:
• за один рейс удалено 275 м ОК;
• в скв. А-2 у побережья Алабамы удалено 1040 м
ОК 194 12 мм
В.И. Балаба, 2006
26

27. Фрезеры раздвижные гидравлические ФР

Представляют собой
гидравлическое устройство,
в котором за счет перепада
давления выдвигаются в
рабочее положение
режущие лопасти, а полное
раскрытие лопастей
фиксируется падением
давления на манометре
напорной линии
манифольда.
В.И. Балаба, 2006
27

28.

Устройства вырезающие УВ
Представляют собой механизм с
раздвижными резцами,
работающими при прокачивании
ПЖ и вращении в обсадной
колонне.
1.
2.
3.
4.
Центратор
Поршень
Толкатель
Резец
Вырезающие устройства
выпускаются для колонн
диаметром 140...146, 168, 178, 219,
245...273, 299...324 мм.
В.И. Балаба, 2006
28

29. 12.4.2. Вырезание окна в обсадной колонне

Осуществляется путем фрезерования.
Для задания направления фрезе используют клин:
• съемный
• несъемный.
Съемный клин устанавливается в посадочное гнездо в ОК или в
пакер, заякориваемый в ОК.
Несъемный клин устанавливается в цементный мост или в
пакер, заякориваемый в ОК.
В.И. Балаба, 2006
29

30. Клин-отклонитель цементируемый КОЦ

Конструкция клина-отклонителя
предполагает опору на забой и
последующее цементирование.
Клин-отклонитель является
неизвлекаемым и после
спуска, установки и
цементирования остается в
скважине постоянно.
В.И. Балаба, 2006
30

31.

Комплект инструментов для зарезки
боковых стволов из обсаженных
скважин
Состоит из заливного клинового отклонителя
КОЗ-114 и двойного фрезера ФД-114. Клин
оснащен хвостовиком с ребрами, позволяющими
установить клин на искусственном забое в
благоприятном для фрезерования и
последующего бурения положении.
• клиновой отклонитель имеет надежную
фиксацию от проворота;
• двойной фрезер позволяет за один рейс без
последующей проработки и расширения вскрыть
окно в ОК и пробурить короткий ствол под КНБК
в мягких и средних по твердости породах.
В.И. Балаба, 2006
31

32.

● первым рейсом
осуществляется
ориентированная по азимуту
установка и цементирование
клина в колонне;
● вторым рейсом
производится вырезание
щелевидного окна в обсадной
колонне компоновкой
фрезеров ФД в течение 3-6
часов.
В.И. Балаба, 2006
32

33.

Отклонитель неизвлекаемый для
забуривания новых стволов из одной или
более ОК
В.И. Балаба, 2006
33

34. Клин-отклонитель извлекаемый КОИ

Клин-отклонитель после
проведения работ по вырезке
«окна» может извлекаться из
скважины при помощи
специального ловильного
инструмента
В.И. Балаба, 2006
34

35. Крюк-ловитель КЛ

Предназначен для проведения работ по извлечению клинаотклонителя типа КОИ после проведения операции по вырезке
«окна» в колонне, а также при проведении ловильных работ в
случае аварийного расклинивания клина-отклонителя типа КОИ.
В.И. Балаба, 2006
35

36.

Извлекаемый якорь с нижней
установкой предназначен для
крепления отклонителя в
промежуточной колонне.
Якорь крепится к нижней части
отклонителя.
В.И. Балаба, 2006
36

37. Компоновки для вырезания окна в ОК

В.И. Балаба, 2006
37

38. ФРЕЗЕРЫ-РАЙБЕРЫ

Предназначены для прорезания
окна в ОК при забуривании
бокового ствола.
Изготавливаются двух видов
вооружения:
● твердосплавные пластины;
● твердосплавный
композиционный материал.
В.И. Балаба, 2006
38

39. Фрезер арбузовидный

Используется для калибрования окна в ОК.
Состоит из корпуса, изготовленного из
высокопрочной легированной стали и
режуще-истерающей наплавки, состоящей
из частиц дробленного карбида
вольфрама, внедренного в матрицу из
никельсодержащей латуни.
Фрезерующие зубья, выполненные в виде
винтовых поверхностей, расположены в
средней части корпуса.
В.И. Балаба, 2006
39

40. Райберы для ОК

В.И. Балаба, 2006
40

41.

Комплект инструментов для зарезки
боковых стволов из обсаженных
скважин
Можно применять с любыми системами
крепления для стационарных или
извлекаемых компоновок (пакера, якоря,
мостовые пробки).
Комплект обеспечивает повторный ввод в
основной ствол скважины.
Комплект состоит из патрубка допускного,
бурильных труб, гидравлического
ударного механизма, безопасного
переводника, двигателя винтового
забойного, верхнего райбера, гибкой
трубы, нижнего райбера, фрезы оконной,
клина отклонителя, переводника
шламового, якоря извлекаемого.
Нижний блок комплекта - отклонитель,
шламовый переводник, якорь могут
извлекаться или не извлекаться.
Нижний и верхний режущий блоки
соединены между собой срезным винтом
между отклонителем и фрезером оконным.
В.И. Балаба, 2006
41

42.

Комплект инструментов для зарезки
боковых стволов из обсаженных
скважин
После спуска в скважину произвести
посадку якоря, затем проверить установку
якоря подъемом колонны, перемещения
КНБК не должно наблюдаться.
Cрезать срезной винт фрезера, затем
наличием свободного вращения проверить
срез винта. Произвести зарезку и
расширение бокового окна.
Поднять верхний блок системы и
произвести бурение бокового ствола.
В.И. Балаба, 2006
42

43.

КНБК для забуривания
бокового ствола
В.И. Балаба, 2006
43

44. Скребки механические СМ

Предназначены для очистки внутренних поверхностей
ОК от продуктов коррозии, затвердевшей корки бурового
и цементного растворов, следов перфорации и других
наслоений, а также для восстановления проходимости
ствола скважины по внутреннему диаметру.
В.И. Балаба, 2006
44

45. Шламоуловители

Предназначены для улавливания и удаления с забоя
металлического скрапа в процессе бурения.
Шламоуловитель состоит из корпуса с двумя
внутренними присоединительными резьбами и одной
наружной монтажной резьбой левой, на которую
наворачивается ловушка.
Внутренняя поверхность ловушки выполнена в виде
левой ленточной резьбы.
Шламоуловитель может эксплуатироваться как при
роторном, так и при турбинном способах бурения.
Для работы шламоуловитель устанавливается в КНБК
непосредственно над долотом. При работе поток
жидкости поднимает частицы скрапа, которые,
попадая во внутреннюю часть ловушки по левой
ленточной резьбе отбрасываются в нижнюю часть
ловушки.
В.И. Балаба, 2006
45

46. Шламоуловители

Шламометаллоуловители типа ШМУ
предназначены для улавливания обломков
разрушаемых в скважине металлических
объектов и отдельных фрагментов
вооружения разрушающих инструментов
(долот, фрезеров и т.п.)
Шламометаллоуловитель состоит из корпуса с
присоединительными замковыми резьбами в
верхней и нижней частях и съемного кожуха.
Возможны различные варианты выполнения
присоединительных резьб.
В.И. Балаба, 2006
46

47. Центраторы забойного двигателя ЦЗД

Предназначены для
центрирования забойного
двигателя и КНБК
В.И. Балаба, 2006
47

48. Центраторы долота

Предназначены для центрирования долота.
Центрирование происходит за счет упругих
лопастей центратора.
Армированные «Релитом» пояски
центратора позволяют увеличить срок
службы его лопастей.
В.И. Балаба, 2006
48

49. Калибратор

Используется в качестве элемента КНБК для:
калибрования ствола скважины по
диаметру долота.
улучшения условий работы долота.
уменьшения кривизны скважины.
Калибраторы со спиральными лопастями
полностью перекрывают в плане сечение
скважины и образуют непрерывный круговой
контакт с ее стенкой. Используются при
турбинном бурении пород средней твердости и
твердых.
Калибраторы с прямыми лопастями позволяют
снизить гидравлическое сопротивление при
бурении мягких пород, склонных к набуханию и
образованию толстой глинистой корки.
В.И. Балаба, 2006
49

50.

В.И. Балаба, 2006
50

51.

В.И. Балаба, 2006
51

52. 12.1. К Передвижные центраторы ЦДП

Предназначены для управления зенитным углом скважины со
стабилизацией азимута.
Центратор состоит из муфты с шестью прямыми лопастями,
армированными износостойким твердосплавным вооружением,
и цанги с одной ступенчатой прорезью.
Центраторы З-ЦДП могут устанавливаться в КНБК с меньшим
радиальным зазором между корпусом забойного двигателя и
стенкой скважины. Простота конструкции, минимум деталей,
большая площадь контактной поверхности цанги обеспечивают
простоту и удобство манипуляций с центратором в условиях
буровой, высокую надежность и большие усилия страгивания
центратора после закрепления. Ступенчатая прорезь цанги
исключает заедание резьбы при сжатии цанги, позволяет
надежно прогнозировать необходимое усилие страгивания в
пределах 100-500 кН в зависимости от момента свинчивания
25-56 кН.м.
В.И. Балаба, 2006
52

53.

В.И. Балаба, 2006
53

54. Основные этапы работ по бурению бокового ствола

• Обследование ОК и выбор места для вырезания
окна;
• Вырезание окна в ОК;
• Установка цементного моста в интервале окна в
ОК;
• Ориентирование отклонителя, забуривание
бокового ствола и углубление его в соответствии с
проектным профилем;
• Проведение комплекса ГИС;
• Оборудование ПЗС (спуск и крепление ЭК,
хвостовика, фильтра и т.п.);
• Перфорация ЭК (при необходимости) и вызов
притока.
В.И. Балаба, 2006
54

55. Основные этапы бурения бокового ствола

В.И. Балаба, 2006
55

56. Зарезка бокового ствола с помощью уипстока

В.И. Балаба, 2006
56

57.

В.И. Балаба, 2006
57

58. 12.1. К Расширители типа РРБ

Предназначены для расширения скважин в породах
средней твердости при подготовке стволов под спуск
обсадных колонн.
В.И. Балаба, 2006
58

59. 12.1. К

Обратный клапан КОДГ используется при цементировании
обсадных колонн в стволах вертикальных и горизонтальных
скважин.
В.И. Балаба, 2006
59

60. 12.1. К

ФРЕЗЕРЫ КОЛОННЫЕ КОНУСНЫЕ
Предназначены для фрезерования
поврежденных участков (смятий, сломов)
обсадной колонны при капитальном ремонте
скважин или очистки окна в обсадной
колонне. Изготавливаются двух видов
вооружения: твердосплавные пластины
(ФКК), композиционный твердосплавный
материал (ФККИ).
В.И. Балаба, 2006
60

61. 12.1. К

КАЛИБРАТОРЫ
Предназначены для расширения и
калибрования ствола скважины по диаметру
долота, а также для центрирования и
улучшения условий работы долота и
стабилизации направления оси скважины в
мягких, средних и твердых малоабразивных и
абразивных горных породах. Калибраторы
выпускаются с прямыми (КЛ) и со
спиральныим лопастями (КЛС). Корпус
калибратора изготавливается
ельнофрезированным с двумя
присоединительными замковыми резьбами
(муфта-ниппель) и армируется
твердосплавными и алмазными
композиционными материалами.
В.И. Балаба, 2006
61

62. 12.1. К

В.И. Балаба, 2006
62

63. 12.1. К Двигатель отклонитель шарнирный ОШ 172.00.000

Предназначен для бурения искривленных и
горизонтальных нефтяных и газовых скважин.
Отклонитель состоит из шпинделя, винтовой пары,
калибратора, одноплоскостного или кругового
шарнира, возможна установка переводника ОШ
172.08.063.
Отклонитель шарнирный относится к машинам
объемного гидростатического действия и имеет ряд
преимуществ по сравнению с другими
отклонителями:
Самая короткая шпиндельная часть. Это
способствует интенсивному набору угла;
Единственный винтобур, который оснащен
вращающимся калибратором, который стоит к
долоту ближе, чем у других центраторов.
Завод поставляет калибраторы различных
размеров: для набора кривизны и для
стабилизации прямых участков;
Оснащен одноплоскостным шарниром, что
значительно влияет на интенсивность набора1. Расход бурового раствора рабочей жидкости, м3/с 0
угла;
2. Момент силы на выходном валу, кН.м 1,5 : 3,0
У ОШ-172 самая большая интенсивность
3. Частота вращения выходного вала, с-1 1,33:1,83
набора угла 1,0 град/м по сравнению с
4. Допускаемая осевая нагрузка, кН, не более 150
другими винтовыми двигателями;
5. Диаметр калибратора, мм 212 и 215,9
Ротор винтового двигателя защищен от
6. Диаметр отклонителя, мм 172 - 0,4
всплытия при спуске инструмента креплением
7. Диаметр ниппеля, мм 195 - 0,72
63
на
корпусе
торсиона
болтом
с
гайкой
и
8. Длина отклонителя, мм 3370
В.И. Балаба, 2006

64. 12.1. К

Переводник кабельный ПК1-195 применяется для
передвижения каротажных приборов в скважинах,
имеющих угол наклона более 55-600, то есть когда силы
трения превышают силу собственной тяжести приборов.
1. Наружный диаметр, мм 195
2. Длина, мм 1431
3. Расчетная допустимая нагрузка, кН 150
4. Давление герметизации каротажного кабеля при
одновременном перемещении глубинного
прибора к забою скважины, кг/см2 150
5. Масса, кг 145
6. Присоединительные резьбы:
верхняя муфта 3-147
нижняя ниппель 3-147
7. Наработка на отказ без ремонта, ч 50
В.И. Балаба, 2006
64

65. 12.1. К

Муфта шарнирная предназначена для работы, как на
искривленных, так и прямолинейных участках
горизонтальных скважин. Служит для передачи крутящего
момента от винтового забойного двигателя на долото.
В.И. Балаба, 2006
65

66. 12.1. К

Пакер предназначен для двухступенчатого или
манжетного цементирования скважины с
герметичной изоляцией поглощающих горизонтов
или продуктивных пластов от
вышерасположенного заколонного пространства
скважины.
Рабочая среда, в которой работает пакер в
скважине - минерализованная пластовая вода,
нефть и газ, тампонажный или буровой раствор с
плотностью до 2,4 г/см3, обработанные
химическими реагентами.
Пакер спускается в скважину в составе обсадной
колонны для одноразового использования и
работает без обслуживания и ремонта.
Пакеры двухступенчатого и манжетного
цементирования ПДМ применяются в наклонном и
горизонтальном стволе скважины, для ее
манжетного цементирования при комплектации
соответствующими для этих целей пробками. При
заказе оговаривается “Для горизонтальных
скважин”.
В.И. Балаба, 2006
66

67. 12.1. К

Муфта МСЦХ предназначена для спуска на бурильной колонне и
цементирования хвостовых обсадных колонн с пакером типа ПДМ,
применяемого для манжетного цементирования наклоннонаправленных или горизонтальных скважин с креплением их
продуктивного интервала фильтровыми участками с целью решения
следующих задач:
обеспечения надежной (герметичной) изоляции продуктивного пласта
от вышележащего заколонного пространства скважины, как в процессе
цементирования, так и при освоении и эксплуатации;
исключения попадания тампонажного раствора в интервал
продуктивного пласта, его загрязнения при цементировании скважины и
сохранения его коллекторских свойств;
предотвращения возможности поглощения тампонажного раствора
продуктивным пластом в процессе цементирования скважины и
обеспечения его подъема за обсадной колонной до проектной высоты.
Муфта МСЦХ может быть применена для спуска на бурильной колонне
и цементирования хвостовиков через башмак колонны без пакера ПДМ.
В.И. Балаба, 2006
67