Cтраница 2
Обычно на гидравлический разрыв проверяется интервал, расположенный непосредственно под башмаком кондуктора или промежуточной обсадной колонны. [16]
Минимальная глубина установки может быть определена по аналогии с выбором глубины башмака кондукторов несущих на себе ПВО. [17]
При этом на участке стабилизации, особенно при первом рейсе из-под башмака кондуктора, должны применяться шпиндели с минимальным значением радиального люфта вала. Перед началом бурения технолог всегда замеряет геометрические параметры элементов компоновки: с помощью шаблонов - диаметры долота, калибратора и центратора, а также расстояние от торца долота до калибратора и центратора. [18]
Устанавливают цементный мост на голове колонны в зоне возможных поглощений и у башмака кондуктора, интервалы между цементными мостами заполняют глинистым раствором. При близком расположении между головой колонны и башмаком кондуктора устанавливают один сплошной цементный мост. [19]
Высота подъема цемента за эксплуатационной колонной должна быть на 100 м выше башмака кондуктора. [20]
После разбуривания цементного стакана и бурения 3 - 5 м пород под башмаком кондуктора этот разрез скважины вместе с цементным кольцом кондуктора ( ЦКК) испытывается водой с избыточным давлением. Давление опрессовки установлено 2 5 МПа для скважин УКПГ-1С и 1 5 МПа для скважин УКПГ-2С и ЗС. [21]
Для предупреждения осложнений и аварий профиль скважины необходимо проектировать таким, чтобы ниже башмака кондуктора до глубины 900 - 1000 м бурение вести без применения отклоняющих устройств. [22]
За 1975 г. было зацементировано 11 аварийных скважин с подъемом тампонажного раствора до башмака кондуктора и устья. [23]
Негерметичность цементного кольца кондуктора и вскрытых бурением пяти и более метров горных пород ниже башмака кондуктора, и всего разреза до покрышки залежи, которые не выдерживают давления испытания. [24]
Указанная технология извлечения эксплуатационной колонны исключает возможность потери ствола из-за обвала стенок скважины ниже башмака кондуктора и возникновения аварийных ситуаций в кондукторе по причине его плохого технического состояния. [25]
При этом давлении опрессовки на устье давление с учетом гидростатического давления столба жидкости под башмаком кондуктора составляет: для скважин УКПГ-1C - 2 5 МПа 550м х 0 01 8 МПа у башмака; для скважин УКПГ-2С и ЗС - 1 5 МПа 550мх 0 01 7 МПа у башмака. [26]
При исследовании методами ГИС в этих скважинах выявлены заколонные перетоки газа от кровли сеномана под башмак кондуктора к устью, выявлены заколонные скопления газа и загазованность МКП. [27]
При опрессовке ЦКК, которое производится после углубления скважины на 3 - 5 м ниже башмака кондуктора, отмечается падение давления опрессовки с 2 5 - 1 5 МПа и ниже на всех скважинах месторождения. [28]
Производится обвязка кондуктора с эксплуатационной колонной, устанавливается боковой отвод и определяется приемистость интервала ниже башмака кондуктора путем закачивания воды в межколонное пространство при давлении не более 5 - 6 МПа. Для уточнения поглощения закачиваемой жидкости именно интервалом сакмаро-артинского яруса проводятся исследования ВТ в эксплуатационной колонне при нагнетании теплой воды в межколонное пространство. При интенсивном поглощении жидкости проводятся работы по его ликвидации или ограничению. Затем в межколонное пространство закачивается цементный раствор, исходя из заполнения всей толщины сакмаро-артинского яруса и его перекрытия. Если при предварительном исследовании ВТ будет установлено отсутствие движения закачиваемой жидкости в интервал сакмаро-артинского яруса, то выбирается другой способ его изоляции. [29]
Давление опрессовки ЦКК определяется необходимостью обеспечения его герметичности и 3 - х метров разреза под башмаком кондуктора. При вскрытом продуктивном пласте и замещении глинистого раствора пластовым флюидом всего ствола скважины, во время открытого фонтанирования, и закрытии устья скважины весь разрез скважины от пласта до устья должен быть герметичным и непринимать газ. [30]