Содержание к диссертации
Введение
1 Особенности проведения ремонтных работ без и с предварительным глушением скважин 8
1.1 Составы и технологии применения жидкостей глушения скважин
1.2 Методы подземного ремонта скважин без глушения
1.3 Забойные отсекатели 21
1.4 Герметизирующие устройства устья скважин 27
1.5 Устройство для откачки и слива жидкости во время подземного ремонта 29
1.6 Выводы
2 Исследование гидрогазодинамики потока в эксплуатационной колонне при откачке жидкости из скважины в процессе ремонта 32
2.1 Выбор режима ремонта скважины без глушения продуктивного пласта. Общее решение 33
2.2 Исследование гидростатического давления водогазонефтяной смеси на забой скважины 35
2.3 Определение производительности насосного агрегата для ремонта скважины без глушения 49
2.4 Выводы 54
3 Технология предупреждения перелива добывающих и нагнетательных скважин 55
3.1 Область применения
3.2 Конструктивные требования к скважине и устьевой арматуре
3.3 Устройство и принцип работы
3.4 Требования техники безопасности
3.5 Требования охраны окружающей среды
3.6. Выводы
4 Технологический комплекс защиты призабойной зоны от воздействия жидкостей глушения 66
4.1 Технология цементирования эксплуатационной колонны в скважине 67
4.1.1 Гидромеханические центраторы типа ЦГМС 73
4.1.2 Технология цементирования боковых стволов 78
4.1.3 Технология цементирования горизонтальных стволов 82
4.1.4 Лабораторные и промысловые испытания гидромеханических центраторов 86
4.1.5 Выводы 92
Основные выводы
Список литературы 94
- Методы подземного ремонта скважин без глушения
- Исследование гидростатического давления водогазонефтяной смеси на забой скважины
- Конструктивные требования к скважине и устьевой арматуре
- Технология цементирования эксплуатационной колонны в скважине
Введение к работе
Актуальность проблемы
Перспективы развития нефтяной промышленности во многом определяются текущим состоянием действующего фонда скважин. Поддержание работоспособности большинства скважин предполагает проведение различных видов текущих и капитальных ремонтов. Практика показывает, что почти половина ремонтных работ на скважинах проводится с предварительным глушением пород продуктивных нефтяных пластов. В качестве жидкостей глушения скважин (ЖГС) наибольшее распространение получили водные растворы неорганических солей и сточные воды промыслов. В процессе глушения скважин на забое создаются давления, величина которых превышает текущее пластовое давление в окрестности скважин. При этом глубина проникновения ЖГС в призабойную зону пласта (ГОП) в значительной степени определяется качеством цементного кольца, т.е. величиной эксцентриситета обсадной колонны в процессе цементирования. Все вышеперечисленное приводит к проникновению значительных объемов ЖГС в виде фильтратов непосредственно в пласт и вызывает ухудшение фильтрационно-емкостных параметров пласта.
Перечисленные факты обуславливают необходимость поиска новых технических и технологических решений управления процессами глушения скважин. Одним из таких направлений является разработка новых высокоэффективных технологий глушения и ремонта скважин, обеспечивающих сохранение коллекторских свойств пород ПЗП. Среди технических и технологических решений проведения на скважинах ремонтных работ без предварительного глушения наибольшее распространение получили скважинные забойные отсекатели, изолирующие составы полимеров (напротив вскрытой толщины пласта), управляемая кольматация пород ПЗП и ДР-
Цель работы - обеспечение сохранности коллекторских свойств пород ПЗП и сокращение продолжительности ремонтов нефтяных скважин путем разработки новых конструкций технических средств и технологий их применения.
Основные задачи исследований:
определение уровня влияния традиционных технологий глушения скважин перед ремонтами на фильтрационно-емкостные характеристики (ФЕХ) пород призабойной зоны пласта и обоснование требований к конструкциям механических устройств для проведения на скважинах ремонтных работ без предварительного глушения;
обоснование и разработка технологий применения устройств для проведения ремонтных работ без предварительного глушения скважин;
проведение опытно-промышленных работ по испытанию новых технических средств, позволяющих уменьшить глубину проникновения жидкостей глушения в призабойную зону при ремонтных работах на нефтяных скважинах.
Методы решения поставленных задач
Поставленные задачи решались в лабораторных и промысловых условиях с помощью стандартных методик, приборов, инструментов с оценкой погрешностей выполненных измерений и обработкой полученных результатов с применением ПЭВМ.
Научная новизна
Аналитически решена задача выбора насосного агрегата и режима его работы, обеспечивающего возможность проведения ремонтов скважин со спускоподъемными операциями (СПО) без глушения продуктивного пласта.
Разработана технология проведения текущих и капитальных ремонтов скважин без предварительного глушения продуктивного пласта.
Основные защищаемые положения
Результаты анализа влияния традиционных технологий глушения скважин перед ремонтами на состояние фильтрационных параметров пласта и показатели работы скважин.
Технология применения устройств, обеспечивающих проведение ремонтов без предварительного глушения скважин.
3. Технология цементирования обсадных колонн, позволяющая
уменьшить глубину проникновения жидкости в призабойную зону пласта.
Практическая ценность и реализация результатов работы
Результаты исследований используются в учебном процессе кафедрами «Разработка и эксплуатация нефтегазовых месторождений» и «Бурение нефтяных и газовых скважин» Уфимского государственного нефтяного технического университета при подготовке инженеров по специальностям 0906 «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений» и 0908 «Бурение нефтяных и газовых скважин».
Разработанная технология цементирования обсадных колонн нефтедобывающих скважин используется в АНК «Башнефть» для проведения технологических операций.
Проведены промысловые испытания разработанной технологии цементирования обсадных колонн в скважинах.
Апробация работы
Основные положения диссертационной работы докладывались на Международной научно-технической конференции «Актуальные проблемы технических, естественных и гуманитарных наук» (Уфа, 2009 г.)' и межвузовских семинарах.
Публикации
По материалам диссертации опубликовано 11 печатных работ, в том числе 1 статья в издании, входящем в Перечень ВАК, получено 2 патента РФ.
Структура и объем работы
Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, основных выводов, библиографического списка использованной литературы, включающего 129 наименований. Она содержит 103 страницы машинописного текста, 29 рисунков и 6 таблиц.
Методы подземного ремонта скважин без глушения
Для месторождений с повышенным пластовым давлением в качестве ЖГС в основном используется водный раствор хлористого кальция (СаС12). Плотность такого рассола может достигать 1400 кг/м . Кристаллизация солей в таких жидкостях начинается уже при 13С. Поэтому при глушении скважин широкое распространение получил раствор СаС12 плотностью 1300 кг/м3, который кристаллизуется при температуре минус 55С. Практически все рассолы плотностью выше 1400 кг/м представлены растворами бромсодержащих солей. В интервале плотностей от 1400 до 1810 кг/м3 чаще используют рассолы на основе смеси хлорида и бромида кальция. Добавка хлорида кальция увеличивает плотность базовой жидкости, снижает ее стоимость. Для плотностей от 1820 до 2300 кг/м разработаны и применяются рассолы, основным компонентом которых являются бромид цинка. Температура замерзания таких ЖГС довольно низкая и достигает минус 40С. Кроме того, они являются коррозионно-инертными и малотоксичными. Химические составы рассолов во многом определяются концентрацией входящих в их состав солей. При проникновении в ПЗП рассолы вызывают образование высоко устойчивых эмульсий, разрушение которых может быть достигнуто путем ввода соляной кислоты и других активных растворителей.
Когда требуется обеспечить противодавление на продуктивный пласт с аномально-высоким пластовым давлением (АВПД) при операциях вскрытия продуктивных пластов и глушения скважин перед ремонтами, применяют ЖГС, приготовленные на основе технических вод с добавками различных утяжелителей. В качестве утяжелителей наибольшее распространение получили [40]: глинопорошки, концентрат баритовый различной модификации, утяжелитель железистый, утяжелитель сидеритовый. Плотности перечисленных утяжелителей изменяются от 2600 до 4250 кг/м3, что позволяет приготавливать промывочные жидкости (ПЖ) и ЖГС повышенных плотностей - от 1700 до 2300 кг/м . Добавление утяжелителя к глинистому раствору или воде приводит к образованию суспензии, что сильно затрудняет применение подобных ЖГС при операциях вскрытия пластов и глушения скважин перед ремонтами. Кроме того, применение ЖГС высокой плотности способствует их более глубокому проникновению в пласт и ухудшению коллекторских характеристик пород ПЗП.
На сегодняшний день наибольшее распространение получили водные растворы ЖГС с добавками различных реагентов. Среди наиболее распространенных реагентов, применяемых для регулирования свойств ЖГС, используются поверхностно-активные вещества (ПАВ), полимеры, различные углеводороды, кислоты и др. [3, 54, 58, 59, 72, 83, 128]. Результатами таких добавок являются улучшение отмывающих свойств, снижение объемов проникновения в пласт, ослабление взаимодействия фильтрата ЖГС с породообразующими минералами. В работе [102, 103] предлагается сложный состав, содержащий соляную и плавиковую кислоты, соли хлористого алюминия и кальция. Эти добавки обеспечивают сохранение высокой плотности и растворяющей способности ЖГС по отношению к глинистым минералам и частицам. В случае применения ПАВ как добавок к ЖГС, используется их основное качество - способность изменять интенсивность взаимодействия несмешивающихся фаз: нефть - пластовая вода — газ - ЖГС — порода. В присутствии ПАВ снижаются интенсивность взаимодействия водочувствительных минералов с ЖГС и относительное изменение объема, их поверхности. Среди ПАВ, используемых в, процессах вскрытия пластов и глушения скважин, применяются [3, 20, 24, 45]: - индивидуальные ПАВ - неионогенные (ОП-10, Неонолы, Дисолван-4411), анионактивные реагенты (сульфонол), реагенты ДС-РАС, УФЭв, СНС и др.; - композиционные ПАВ (КЛАВ)- МЛ-2, МЛ-6, МЛ-52, МЛ-72-Н, МЛ-80. Эти реагенты позволяют кратно усилить возможности ЖГС, с точки зрения сохранения коллекторских свойств ПЗП; - ГКЖ-10 - кремнийорганическое вещество, обладающее гидрофобизи-рующим действием на твердые поверхности; - эмульгатор-стабилизатор ЭС-2 - продукт оксиэтилирования высших жирных кислот и декстрамина. Представляет собой вязкую жидкость темно-коричневого цвета. Все перечисленные преимущества ЖГС с добавками ПАВ, несомненно, делают их более перспективными по сравнению с обычными. Однако, обеспечивая лучший эффект восстановления проницаемости пород ПЗП при попадании в пласт, они не предотвращают роста насыщенности по воде и уменьшения фазовых проницаемостей по нефти и газу. Для улучшения свойств ЖГС, с точки зрения уменьшения объема проникновения фильтратов, к ним добавляют загустители. В качестве загустителей обычно применяют различные полимеры и полимерные системы. Присутствие в ЖГС полимеров превращает ее в вязкоупругую систему. Фильтрация таких систем в пласте сопровождается нарушением закона фильтрации Дарси. Это позволяет с высокой эффективностью использовать вязко-упругие ЖГС при вскрытии пластов и глушении скважин перед ремонтами. Для приготовления таких ЖГС применяют следующие реагенты и вещества [17]: гипан (гидролизованный полиакрилнитрил), полиакрил амид (ПАА), синтетические смолы (гексорезорционовая, ТСД-9, ТС-10 и др.), формалин, глинопорошок. В качестве реагентов-регуляторов свойств ЖГС применяются: - КССБ (конденсированная сульфит-спиртовая барда). Невысокая щелочность и присутствие в реагенте ионов кальция способствуют снижению набухания глин. КССБ совместима практически со всеми органическими компонентами; - КМЦ (карбоксимети л целлюлоза) - не токсична, обладает хорошей растворимостью в воде, можно вводить в ЖГС непосредственно перед глушением скважин; - кислоторастворимые наполнители (карбонаты Fe и Са); - водорастворимые наполнители.
Исследование гидростатического давления водогазонефтяной смеси на забой скважины
В отечественной практике надежных конструкций механических отсекателей пластов нет. Хотя, с точки зрения сохранения коллекторских свойств пород ПЗП, они обеспечивают 100% успешность. Среди конструкций забойных отсекателей можно отметить разработку Ухтинского индустриального института [51]. Одним из направлений совершенствования техники и технологии операций глушения скважин является разработка специальных установок глушения пластов. Так, в установке [126] имеются наземная и подземная части оборудования с емкостью для ЖГС, разделительной колонной для повышения надежности разобщения пласта и скважины.
В институте «ТатНИПИнефть» разработаны два типа клапанов отсекателей: управляемый и автономный [37]. Начиная с 1994г. управляемый клапан внедрен в 32 нагнетательные скважины АО «Татнефть». В начале 2000 г. клапан внедрили уже в две добывающие скважины, оборудованные штанговыми насосами. Управление клапаном при этом осуществляется с помощью хвостовика, прикрепленного к нижней части насоса. Применение таких устройств позволяет полностью решить задачи глушения нефтяных и газовых скважин. Предложенная технология позволяет предотвратить загрязнение ПЗП при вторичном вскрытии пластов, эксплуатации и ремонте скважин. Восстановление и последующее сохранение коллекторских свойств продуктивных пластов в нефтяных скважинах достигается использованием фильтра односторонней связи (ФОС), спускаемого в скважину в составе обсадной колонны. В принцип работы ФОС заложено создание гидродинамической связи с пластом бесперфораторным способом в солянокислотной среде, обработанной ПАВ или растворителем, и обеспечение односторонней связи между пластом и скважиной (жидкость поступает только из пласта в скважину). Рассмотренную технологию, в первую очередь, рекомендуется применять в скважинах, вскрывших пласты, содержащие нефть вязкостью ц 0,1Па-с, которые подвергались максимально отрицательному воздействию, способствующему проникновению воды в пласт, а также в скважинах, имеющих потенциальные геологические условия для преждевременного обводнения. Указанная конструкция забоя эффективна и для скважин, вскрывших поглощающие пласты, где затруднены ремонтные работы (промывка забоя, изоляционные работы и др.). Использование ФОС обеспечивает высокую эффективность заканчивания скважин, эксплуатации и ремонта скважин. Технология успешно применена в скважинах АО «Татнефть» и принята к широкому внедрению. В настоящее время на месторождениях Башкортостана широко применяются скважинные пакеры типа ПНГО и ППГО. Несмотря на простоту конструкции, эти пакеры имеют один существенный недостаток. Перед подъемом насосного оборудования подпружиненный откидной клапан, управляемый с помощью хвостовика насоса, находится в открытом положении, что при разгерметизации устьевого оборудования скважины не предотвращает фонтанирование в начале проведения ремонтных работ. Институтом Башнипинефть совместно с техническим отделом НГДУ "Чекмагушнефть" была разработана конструкция пакера-отсекателя из широко распространенных узлов и деталей насосного оборудования [90, 91]. К конструкции пакера-отсекателя предъявлялись следующие требования: - повышение механической надежности; - отсутствие механической связи с насосным оборудованием; - возможность управления работой пакера-отсекателя при помощи гидравлического клапана и устьевой задвижки; - автоматическое открывание клапана при запуске насоса; - возможность обработки забоя химическими реагентами; - обеспечение возможности исследования ствола скважин до верхних перфорационных отверстий; - обеспечение возможности спуска и установки пакера-отсекателя на заданной глубине ствола скважины без дополнительных СПО. На рис. 1.1 и 1.2 изображены пакер-отсекатель и схема его компоновки с насосным оборудованием. С использованием скважинного пакера-отсекателя можно проводить смену насосного оборудования без предварительного глушения скважин. Это обеспечит сохранение коллекторских свойств пород ПЗП, облегчит процесс освоения скважины после ремонта и дополнительно приведет к снижению стоимости ремонтов, ликвидации потерь нефти, к увеличению межремонтного периода работы насосного оборудования. Для перекрытия ствола нефтяных и газовых скважин перед подземным ремонтом независимо от способа их эксплуатации также применяется автономный пакер-отсекатель с тарельчатыми клапанами [91]. Существующие устройства для перекрытия ствола скважины имеют ряд недостатков, снижающих их надежность: - закрытие и открытие обратных клапанов производится подъемом и опусканием колонны труб, что приводит к разгерметизации устья скважины; - при нарушении герметизации устьевого оборудования пакер-отсекатель не закрывается и не предотвращает поступление жидкости из пласта в скважину (ПНГО, ППГО); - перепад давлений, необходимый для открытия клапана с тарированным грузом должен поддерживаться во все время работы скважины; - не исключены утечки жидкости через клапан при достижении рабочего перепада давления.
Конструктивные требования к скважине и устьевой арматуре
Глубина проникновения жидкостей глушения в значительной степени зависит от качества цементного кольца. Одним из основных условий получения качественной цементировки является их центрирование. Центрирование позволяет концентрично расположить обсадную колонну в стволе скважины, главным образом в интервале продуктивной зоны. Концентричное расположение колонны в стволе скважины обеспечивает более полное замещение глинистого раствора цементным в затрубном пространстве за счет равномерного зазора между трубой и стенками скважины, что улучшает качество цементировки [44].
Даже в относительно вертикальной скважине не исключена возможность эксцентричного расположения колонны в стволе скважины. В искривленной и наклонной скважине колонна, как правило, лежит на стенке скважины или касается ее па отдельных участках, что ведет к неполному заполнению затрубного пространства цементным раствором. Прилеганию колонны к стенкам скважины способствует также часто практикуемая «разгрузка» колонны на 5—10 т после окончании цементировки, в результате чего нижняя, сжатая часть ее подвергнется продольному изгибу.
Достигнуть концентричного расположения колонны по всему стволу скважины практически невозможно, да в этом и нет необходимости. Особенно тщательное центрирование колонны необходимо в продуктивной зоне, то есть в интервале расположения водоносных и нефтеносных пластов. Эксцентричное расположение колонны оказывает существенное влияние на качество крепления. Даже качественное, концентрично расположенное цементное кольцо и колонна разрушаются при кумулятивной перфорации, а эксцентриситет, естественно, усиливает это явление. Негерметичность цементного кольца в фильтровой части колонны служит причиной проникновения жидкости глушения на большую глубину призабойной зоны пласта. Для предотвращения осложнений, связанных с эксцентриситетом колонны, в данном разделе приведены технологические приемы и технические средства центрирования. В настоящее время в отечественной практике используемые технологии цементирования обсадной колонны в скважине с одной или двумя цементировочными пробками не обеспечивают требуемого качества крепления стенок скважины.
Одной из основных причин неудовлетворительной по качеству цементирования обсадной колонны в скважине является то, что после посадки цементировочных пробок на стоп-кольцо, резкого скачка давления в цементировочной головке и плавного стравливания избыточного давления с внутренней полости обсадной колонны на колонну в поперечном сечении, расположенном на уровне обратного клапана, действует сила, направленная перпендикулярно обратному клапану в сторону устья. Эта сила сжимает нижний участок обсадной колонны в условиях скважины и отрицательно влияет на центровку обсадной колонны относительно оси скважины.
Для устранения данного фактора и повышения качества крепления стенок скважины нами предложены технологии цементирования обсадной колонны в скважине, отличающиеся тем, что в обычные схемы оснастки обсадной колонны с пружинными или жесткими центраторами дополнительно устанавливаются гидромеханические центраторы типа ЦГМС в количестве не менее 2...3 штук, причем нижний гидромеханический центратор устанавливается на колонне на уровне обратного клапана, а следующие над и под зоной перфорации обсадной колонны [112].
После подготовки ствола скважины в нее спускают до заданной глубины обсадную колонну 6 с установленными элементами технологической оснастки (башмак 1, башмачный патрубок 2, обратный клапан 3, стоп-кольцо 4, гидромеханические центраторы 5, пружинные центраторы 7), см. рисунок 4.1 а. При спуске обсадной колонны гидромеханические центраторы 5 находятся в транспортном положении.
Причем величина глубины скважины по стволу превышает величины длины обсадной колонны 6 с элементами технологической оснастки. Это позволяет установить обсадную колонну 6 в скважине в подвешенном состоянии. Затем на верхней трубе обсадной колонны 6 монтируют цементировочную головку 8, в которую вставлена цементировочная (разделительная) пробка 9, и промывают ствол скважины.
Цементирование осуществляется следующим образом. После окончания промывки скважины в обсадную колонну 6 закачивают расчетное количество цементного раствора. Вслед за цементным раствором сбрасывают в обсадную колонну 6 цементировочную пробку 9 и поверх нее закачивают продавочную жидкость, которой продавливают цементный раствор в затрубное пространство (см. рисунок 4.1, б). Прохождение цементировочной пробки 9 мест установки гидромеханических центраторов 5 на обсадной колонне 6 является сигналом для срабатывания их при создании определенного перепада давления между внутриколонной и заколонной полостями.
Подсчитывают количество продавочной жадности, закачиваемой в обсадную колонну 6. Когда остается 1...2 м продавочной жидкости, интенсивность ее закачки снижают. Процесс ведут до посадки цементировочной пробки 9 на стоп-кольцо 4. Этот момент называется моментом «стоп» и характеризуется повышением давления на устье скважины.
Технология цементирования эксплуатационной колонны в скважине
Гидромеханический центратор типа ЦГМС работает следующим образом. После спуска обсадной колонны в скважину вместе с установленными на ней гидромеханическими центраторами под действием перепада давления продавочной жидкости сверху вниз движется цементировочная пробка, которая, проходя через внутреннюю полость гидромеханического центратора, срезает разрушающуюся пробку 3. После этого через радиальное отверстие 2 открывается доступ внутриколоннои жидкости в полость цилиндра 6. Под действием перепада давления внутриколоннои и заколоннои жидкости на торцы втулок 7 и торец рабочего толкателя 11 действует сила, срезающая тарированный штифт 12. При этом рабочий толкатель 11 двигается вниз, раздвигая в радиальном направлении верхние концы рычагов 15. При достижении верхних концов рычагов 15 стенки скважины обсадная колонна центрируется и якорится. После стравливания внутриколонного давления под действием перепада давления заколонная жидкость проходит через каналы 14 и действует на втулки 7, резиновые 9, предохранительные 10 кольца, сдвигая втулки 7, резиновые 9 и предохранительные 10 кольца в исходное положение, то есть до упора верхней втулки 7 на границу увеличения диаметра ствола 1. При этом рычаги остаются в рабочем положении.
Центратор ЦГМС-146 состоит из ствола 1 с отверстием 2. В отверстие 2 с внутренней полости ствола 1 ввинчена разрушающаяся пробка 3. На верхний конец ствола 1 навернута муфта 4. На муфту 4 навернуты сверху удлинитель 5 и муфта 6, а снизу - цилиндр 7. В полости цилиндра 7 установлен поршень 8 с герметизирующими резиновыми кольцами 9, 10. В полости цилиндра 7 также установлены рабочий 11 и замковый 12 толкатели, зафиксированные относительно цилиндра 7 тарированным срезающимся штифтом 13. Рабочий толкатель 11 имеет с наружной стороны по образующей пазы 14. На нижней части рабочего толкателя выполнены клиновидные пазы 15 для взаимодействия с рычагами 16. Замковый толкатель 12, длина которого превышает длину рабочего толкателя 11, связан с рычагами 16 при помощи замковых устройств (штифты) 17 и имеет в нижней части клиновидную поверхность для взаимодействия с одним из концов рычагов 16. Другие концы рычагов шарнирно связаны при помощи пальцев 18 с фиксирующей гайкой 19, жестко скрепленной через переводник 20 со стволом 1, причем наружный диаметр ствола 1 на участке отверстия 2 больше всей остальной ее части. К нижней части переводника 20 навернут хвостовик 21 Фиксирующая гайка 19 зафиксирована относительно ствола штифтом 22. Замковые устройства выполнены в виде Т - образного паза и штифтом 17, установленных для их фиксации в рычагах 16, верхние концы которых упираются в торец рабочего толкателя 11.
После спуска обсадной колонны в скважину вместе с установленными на ней центраторами под действием перепада давлении продавочной жидкости сверху вниз движется цементировочная пробка, которая, проходя через внутреннюю полость гидромеханического центратора, срезает разрушающуюся пробку 3. После этого через радиальное отверстие 2 открывается доступ внутриколонной жидкости в полость цилиндра 7. Под действием перепада давления заколонной и внутриколонной жидкостей на торцы поршня 8 и замкового толкателя 12 действует сила, срезающая штифт 17, фиксирующий замковый толкатель 12 относительно цилиндра 7. При движении замкового толкателя 12 вниз верхние концы рычагов 16 освобождаются с замкового устройства. При дальнейшем совместном движении поршня 8 с замковом толкателем 12 поршень 8 сталкивается с верхним торцом рабочего толкателя 11 и срезается тарированный штифт 13, фиксирующий рабочий толкатель 11 относительно цилиндра 7. В результате совместного движения поршня 8, замкового 12 и рабочего 11 толкателей происходит перемещение верхних рычагов 16 в радиальном направлении. При достижении верхних концов рычагов 16 стенки скважины обсадная колонна центрируется и якорится. В случае снижения давления во внутриколонной полости под действием перепада давления заколонная жидкость попадает через пазы 14, выполненные на наружной поверхности рабочего толкателя 11 и действует на поршень 8, который возвращается в исходное положение в полости цилиндра 7, то есть до упора поршня 8 на границу увеличения диаметра ствола 1. При этом центрирующие элементы -рычаги не возвращаются в исходное положение [114].
Похожие диссертации на Совершенствование технологии защиты пласта и призабойной зоны при ремонтно-восстановительных работах
