Негерметичное резьбовое соединение

Cтраница 2

Негерметичность эксплуатационных колонн и подземного оборудования скважин - перетоки газа из затрубного пространства в межколонное через нарушения в колонне или негерметичные резьбовые соединения. Данный вид межколонного газопроявления встречается в основном в скважинах, оборудованных отечественными па-керами типа 1ПД - ЯГ, 2ПД - ЯГ. Это связано с низким качеством самих пакеров, операцией по их установке, а также с нарушением эксплуатационных колонн и разгерметизацией резьбовых соединений в процессе эксплуатации. [16]

Зависимость времени потери текучести композиций из смеси смолы ФР-101Т разного срока хранения с отверди-телем от температуры. [17]

При этом предполагалось, что, во-первых, раствор гипа-на будет выполнять роль носителя мелкодисперсных гранул Mg и окислов магния до негерметичного резьбового соединения с последующим проникновением в затрубное пространство и образованием в нем гелей. [18]

Таким образом, помимо известных каналов перетоков через цементный камень и зазоры в контактных зонах колонна - цемент - пласт возможны еще пути: через образовавшиеся трещины и промытые каналы в горной породе и негерметичные резьбовые соединения. [19]

Для успешной повторной герметизации резьбовых соединений обсадных труб необходимо знать глубину их расположения в колонне. Определить место расположения негерметичного резьбового соединения трудно, так как в отличие от других повреждений колонны оно служит каналом перетока только для газа, не пропуская жидкость, даже при перепадах давления. Поэтому при опрессовке водой колонны осложненных скважин часто оказываются герметичными или темп снижения давления весьма незначителен. [20]

В течение 2 ч контролируют положение уровня аппаратом Яковлева. При отсутствии перетоков осушка негерметичных резьбовых соединений осуществляется согласно пп. [21]

А раствор ПАА задавливают через негерметичное резьбовое соединение до давления опрессовки обсадной колонны или до его полного прокачивания. [22]

По общепринятым соображениям эти данные интерпретируются как поступление газа в МКП по зацементированному заколонному пространству, минуя затрубное пространство скважины, так как оно заполнено конденсатом. Газ не может поступать в затрубное пространство из насосно-компрессорных труб ( НКТ) через негерметичные резьбовые соединения средней части подвески НКТ и через столб конденсата. В данной скважине причиной поступления газа является только некачественный цементный камень, находящийся в межколонном и заколонном пространствах скважины. [23]

Как видно из табл. 3.9, жидкость ГКЖ-11 растворяет алюминиевые детали. Ниже при проведении стендовых испытаний ( глава 4) показано, что при продавке тампонажного раствора цемент проникает в негерметичное резьбовое соединение всего на 2 - 3 нитки. Следовательно, для повышения герметичности при проникновении твердого материала на большее количество ниток необходимо уменьшить размеры частиц. [24]

Исследования технического состояния скв. 1033. [25]

КВД в течение 30 мин Р выросло до 2 21 МПа, а Рзат только до 0 66 МПа. Интерпретировать полученные данные можно следующим образом: при высоком затрубном давлении газ поступает в МКП из затрубного пространства через негерметичные резьбовые соединения обсадной колонны, а при низком затрубном давлении - по цементному кольцу. Скорость роста давления в МКП значительно превышает скорость роста давления в затрубном пространстве. Эти факты свидетельствуют о том, что газ поступает в МКП как по цементному кольцу, так и через негерметичные резьбовые соединения обсадной колонны. [26]

Хорошим набухающим эффектом ( на несколько десятков процентов) обладают горчица и рисовая мука. Поэтому в качестве оригинального материала, который хорошо кольмати-рует трещины ( например, в радиаторе автомобиля), было предложено испытать горчицу для кольматации негерметичного резьбового соединения. [27]

Факторы, способствующие затрубным проявлениям, разделены на пять групп: геологические, технические, технологические, физико-химические, механические. К геологическим факторам относятся нарушения, перемятости пород, высокое пластовое давление и др. Технические факторы проявляются после освоения газовой скважины, когда проявления возникают из-за негерметичных резьбовых соединений; негерметичности колонной головки или разрыва обсадной трубы. К технологическим факторам относится снижение давления из-за расха-живания обсадной колонны. Повышение давления в колонне и последующее уменьшение давления приводит к образованию пристенного канала. Физико-химические факторы наиболее многочисленные. Они охватывают процессы происходящие не только в цементном растворе при его схватывании, но и на границе со стенками скважины. [28]

При расчете значения Qi и Q2 следует учитывать герметичность соединений бурового снаряда. Бурильные трубы ниппельного соединения позволяют обеспечивать герметичность путем применения подмотки на резьбы ниппелей. Муфтово-зам-ковые соединения обычно не герметичны. Через негерметичные резьбовые соединения происходят утечки промывочной жидкости и подаваемое ее количество с поверхности по колонне не достигает забоя. [29]

При достижении уровня расчетной глубины выкид из НКТ перекрывают. Продолжая нагнетать газ в затрубное пространство, доводят давление до величины, наблюдаемой при эксплуатации скважины. Выдерживают колонну под давлением не менее времени восстановления давления в межколонном пространстве при промысловых исследованиях в осложненной скважине. Утечку газа через негерметичное резьбовое соединение колонны, фиксирует образцовый манометр, контролирующий давление в межколонном пространстве. [30]

Страницы: 1 2 3