Большая техническая энциклопедия
2 4 7
D L N
А Б В Г Д Е Ж З И Й К Л М Н О П Р С Т У Ф Х Ц Ч Ш Щ Э Ю Я
ВА ВБ ВВ ВЕ ВЗ ВИ ВК ВЛ ВН ВО ВП ВР ВС ВТ ВУ ВФ ВХ ВЫ ВЯ

Вниикрнефть

 
ВНИИКРнефти разработана технология очистки буровых растворов по трехступенчатой системе, которая успешно внедрена в ряде районов страны. Эта технология предусматривает очистку: грубую - на вибросите, тонкую - на песко - и илоотделителях. В результате из бурового раствора удаляется не менее 60 % выбуренной породы, в том числе частицы размером до 30 мкм.
Техническая характеристика ударно-вибрационных яссов. ВНИИКРнефти предназначено для ликвидации прихватов нанесением по прихваченной части ударов, направленных сверху вниз или снизу вверх.
Комплект разделительных пробок типа КРП. ВНИИКРнефти, применяют для разделения буферной жидкости, тампонажного и бурового растворов и облегчения герметичной посадки на упругое кольцо клапана типа ЦКОД при цементировании. Комплект состоит из двух частей: нижней пробки ( /), устанавливаемой в обсадную колонну, и верхней пробки ( Я), устанавливаемой в цементировочную головку. Нижние манжеты 3 пробок имеют канавки с заостренными кромками и служат для очистки стенок обсадной колонны от остатков вытесняемой жидкости. Манжеты 2 снабжены по периферии треугольными вырезами и, кроме разделения жидкостей, служат также для цементирования пробки по оси обсадной колонны.
ВНИИКРнефти проведены исследования на установке, позволяющей моделировать гидродинамическое воздействие циркулирующего раствора при температурах в скважине от 20 до 100 С.
ВНИИКРнефти набазеБФК фазокоррелограф Волна, который позволяет записывать полный волновой сигнал в интервале времени от 500 до 1800 мкс ( в режиме БФК) и от 500 до 4500 мкс, включая регистрацию отраженных от муфтовых соединений волн. Аппаратура Волна работает в комплекте со всеми типами аппаратуры акустического контроля ( АК-1, УЗБА-21, АКЦ-4, АКЦ-1), причем позволяет получить полную информацию при одном спуске-подъеме там, где обычно требуются два.
ВНИИКРнефти был предложен утяжелитель-нейтрализатор сероводорода на основе природного оксида железа ( магнетита), получивший название СНУД. Способ получения этого реагента заключается в измельчении магнетитового концентрата мокрым способом в шаровых мельницах.
Пробка разделительная нижняя типа ПЦН.| Комплект разделительных пробок типа КРП. ВНИИКРнефти, применяется для разделения буферной жидкости, тампонажного и бурового растворов и облегчения герметичной посадки на упругое кольцо клапана типа ЦКОД при цементировании. Комплект состоит из двух частей: нижней пробки ( 7), устанавливаемой в обсадную колонну, и верхней пробки ( / Г), устанавливаемой в цементировочную головку. Нижние манжеты 3 пробок имеют канавки с заостренными кромками и служат для очистки стенок обсадной колонны от остатков вытесняемой жидкости.
ВНИИКРнефти разработана конструктивная схема и предложена технология приготовления и осреднения двух типов тампонажных растворов, которую можно осуществить, используя списанное цементировочное оборудование. Кроме своего основного назначения эта осреднительная установка может быть использована как емкость для приготовления затворяющей и буферных жидкостей, а также для накопления продавоч-ной жидкости.
ВНИИКРнефти разработана и внедрена специальная технологическая схема приготовления и нагнетания тампонажного раствора ( рис. 7.20), исключающая его потери ( особенно при использовании вспенивающих реагентов) и позволяющая увеличить подачу насосов цементировочных агрегатов за счет создания подпора на приеме.
ВНИИКРнефти); также находит применение схема цементирования скважин с применением гидравлического способа активации цемента, при котором поток тампонажного раствора под большим давлением подается в устройство, где соударяется со стенкой или встречным потоком; в результате этого разрушаются комкообразные включения и повышается степень гидратации.
ВНИИКРнефть и НПО Южморгео разработан блок фазокорреля-ционный каротажный ( БФК), с помощью которого на одной каротажной фотоленте регистрируются акустическая цементограмма и акустический сигнал. Применение БФК позволяет за один спуск акустического цементомера ( АКЦ) получить данные о состоянии контакта цементного камня с породой и колонной и другую информацию, а также выявить интервалы, в которых незацементированная обсадная колонна прилегает к стенке скважины. В настоящее время БФК используют в объединениях Оренбург-нефть, Мангышлакнефть, Ставрополья ефтегаз, Краснодарнефтегаз, Томскнефть и в объединениях Главтюменнефтегаза. Особенно эффективно применение БФК совместно с АКЦ в скважинах, разрез которых представлен очень плотными или очень рыхлыми породами, где исследования с применением только АКЦ практически не эффективны.

ВНИИКРнефть была разработана и испытана технология крепления призабойной зоны пескопроявляющих добывающих и паронагнетательных скважин полимерными составами, имеющими широкий температурный диапазон применения ( 20 - 260 С), обладающими достаточными прочностными и фильтрационными характеристиками и обеспечивающими ограничение выноса механических примесей скважинными флюидами независимо от степени обводненности добываемой продукции.
ВНИИКРнефти составлен документ по выполнению подготовительных работ к ремонту, по контролю герметичности элементов подземного и наземного оборудования и принятию решения о ремонте элементов ВСО ( 1990 г.) этого сложного объекта.
ВНИИКРнефти предназначено для ликвидации прихватов нанесением по прихваченной части ударов, направленных сверху вниз или снизу вверх.
ВНИИКРнефть, генеральный директор объединения Союзтермнефть ( 1981 - 1985); начальник Главного технического управления, член коллегии Миннефтепрома СССР ( 1985 - 1987); ведущий научный сотрудник Московского ин-та нефти и газа им. Награжден орденами и медалями СССР, дважды лауреат премии им.
ВНИИКРнефти и при цементировании ряда скважин, где была получена возможность оценить ее преимущества и выявить недостатки.
Устройства для очистки внутренних стенок обсадных колонн. ВНИИКРнефти, изготовляется по ТУ 39 - 1105 - 86 в опытном производственном объединении Карпатнефтемаш и предназначен для очистки обсадных колонн диаметром 140, 146 и 168 мм.
Сравнительные данные способов восстановления герметичности скважин. ВНИИКРнефти разработан комплекс устройств ( ДОРН, скребок, печать, пластырь), который позволяет осуществить ремонт колонн способом установки тонкостенного продольно-гофрированного металлического пластыря.
ВНИИКРнефти проведены поисковые исследовательские работы по отысканию новых рецептур мелкозернистого бетона, а также новых технологических регламентов изготовления и обработки бетонных насадок.
Сравнение расчетный температур ( / с фактическимии Q для скважины 3 Суздальской.| Сравнение расчетных температур ( Ос фактическимии ( 2 для скважины 3 Суздальской при. ВНИИКРнефть, 1976) температуры потока у забоя составили: через 27 5 мин промывки 61 5 С, а через 55 мин - 56 С. Через 2 ч промывки расчетная температура была 52 С, а фактическая - 54 С.
ВНИИКРнефти и других институтах и лабораториях, показывают, что в некоторых случаях глубина проникновения агрессивных агентов в тамгюнажный камень весьма мала, а в других - образцы пропитываются агрессивным агентом насквозь.
Рентгенограммы магнезиально-песчаного камня двухсуточного срока твердения в насыщенном растворе бишофита при Т. ВНИИКРнефть, ГАНГ и ППИ разработали и предложили магнезиальные вяжущие ( табл. 13.3), которые обеспечивают качественное крепление скважин в отложениях бишофита.

ВНИИКРнефть приводит перечень параметров, контролируемых при приемке наиболее распространенных цементов. Различные геолого-технические и физические условия в скважинах, пробуренных в разных районах и на разную глубину, часто вызывают необходимость изменения существующих физико-механических свойств тампо-нажного раствора и камня. Тампонажные растворы, предназначенные для цементирования скважин, должны проверяться в условиях, имитирующих скважинные. Если свойства растворов и камня не соответствуют условиям конкретной скважины, их следует изменять корректируя рецептуру. Эти требования должны соблюдаться особенно при цементировании глубоких высокотемпературных скважин путем подбора замедлителей сроков схватывания и загустевания там-понажных растворов, реагентов - понизителей их водоотдачи, наиболее часто употребляемых для обработки растворов.
ВНИИКРнефть полимерный проницаемый там-понажный материал Контарен позволил разработать несколько конструкций забоев для предотвращения пескопроявления. Технология размещения этого материала в заколонном пространстве не требует сложного специального оборудования. Поэтому представляется возможным цементировать Контареном эксплуатационную колонну в интервале продуктивного пласта с последующей ее перфорацией без нарушения целостности фильтра либо цементировать перфорированный хвостовик с последующим раз-буриванием затвердевшего состава в хвостовике.
ВНИИКРнефти и широко применяются в производстве.
Протектор самозаклинивающийся. ВНИИКРнефтью разработаны и внедрены протекторные кольца. Внутри каркаса закреплена гибкая прокладка 3, края которой завернуты внутрь. Металлический каркас 4 по поверхности обмазывается специальным клеем при обрезинивании. Конструкция протектора обеспечивает его самозаклинивание на бурильной трубе. Протекторы легко устанавливаются на бурильной трубе как над ротором во время спускоподъемных операций, так и на мостках буровой.
ВНИИКРнефтью разработаны исходные требования на осредни-тельную емкость, в соответствии с которыми она предназначается для стабилизации плотности и повышения однородности цементных растворов и может быть использована для приготовления буферной жидкости и жидкости затворения. Осреднительную емкость следует монтировать на шасси автомобиля вместе с устройством для перемешивания раствора ( с уровнемером), манифольдом для обвязки с цементировочными агрегатами и цементо-смесительными машинами и, наконец, пробоотборниками для взятия контрольных проб. Производительность осреднительной установки должна быть не менее 60 л / с, колебания плотности растворов не должны превышать 30 кг / м3 для раствора из портландцемента без добавок и 50 кг / м3 для утяжеленных.
ВНИИКРнефтью совместно с Всесоюзным объединением Пласто-полимер разработан полимер СПВС - эффективный понизитель водоотдачи цементных растворов при температуре до 75 С. Испытания этого реагента, проведенные в объединениях Татнефть, Оренбург-нефть и Главтюменнефтегазе, показали его высокую эффективность: во всех скважинах получен приток безводной нефти, несмотря на пересечение стволами зоны водонефтяного контакта и наличия только двухметровых перемычек между нефтяными и водоносными пластами.
ВНИИКРнефтью разработан вязкоупругий гель ( ВУГ-2), который может быть использован как и ВУС для изоляции водопри-токов в добывающих скважинах или для изоляции поглощающих пластов.
Требования к прочности образцов при изгибе.| Требования к срокам схватывания.| Сравнение свойств гидрофобного и эталонного цементов. ВНИИКРнефтью предложен реагент - ди-метилсилоксанолят натрия. Он является жидким побочным ( ранее сжигавшимся) продуктом при получении полисилоксановых смол. Он не замерзает при температуре до - 35 С, нетоксичен. Вводится в цемент при помоле клинкера в количестве 0 1 % в пересчете на 100 % - ный продукт.
ВНИИКРнефтью разработаны цементно-полимерные растворы, содержащие водорастворимые мономеры и образующие в процессе твердения эпоксидный полимер.
ВНИИКРнефтью разрабатывается метод ремонта обсад - ных колонн стальными гофрированными пластырями.
ВНИИКРнефтью и серийно выпускаемые там-понажные цементы на основе доменных гранулированных шлаков серии ШПЦС-120, ШПЦС-200, УШЦ-120, УШЦ-200, ОШЦ-120, ОШЦ-200 являются стойкими при температуре 120 С в условиях коррозии выщелачивания и термической агрессии. Применение чистых шлаков ( без добавки кварцевого песка) при этом не рекомендуется.
Во ВНИИКРнефти усовершенствована схема обвязки устья скважин.
Комплект разделительных пробок КРП 140 - 146.
Во ВНИИКРнефти [18] разработан комплект разделительных пробок ( верхней и нижней) диаметром 140 - 146 мм с горизонтальным расположением манжет, что исключает заклинивание пробок в колонне. Пробки предназначены для разделения буферной жидкости, тампонаж-ного и бурового растворов и обеспечения герметичной посадки на упругое кольцо клапана типа ЦКОД в обсадных колоннах в процессе цементирования скважин.
Во ВНИИКРнефти были выполнены исследования по очистке повторно использованных БСВ методом электрокоагуляции.
Во ВНИИКРнефти доказана целесообразность совмещения процесса подготовки ствола к креплению с процессом бурения скважины. Подготовка ствола к креплению при бурении скважин позволяет полностью исключить из цикла бурения процесс подготовки ствола жесткими компоновками.
Во ВНИИКРнефти разработан ( В. М. Мильштейн) порядок и варианты выбора цементировочного оборудования.
Во ВНИИКРнефти при участии НИИстромпроекта разработан состав алинитового портландцемента для цементирования нефтяных и газовых скважин.
Во ВНИИКРнефти разработан и исследован новый бесклин-керный утяжеленный коррозионно-стойкий тампонажный цеменг типа ЦТУК-120, предназначенный для цементирования нефтя-ных и газовых скважин, вскрывших зоны с аномально высокими пластовыми давлениями и агрессивными сероводородсодержа-щими флюидами.
Во ВНИИКРнефти совместно с НИИморгеофизикой создан комплексный фоторегистратор, регистрирующий одновременно на одной каротажной фотоленте цементограмму и изменение с глубиной скважины полного акустического сигнала в виде фазокоррелограммы.
Институтом ВНИИКРнефть для условий Западно-Сибирских месторождений разработана ТЖ на основе смеси водного раствора нитрата кальция и хлорида кальция. Жидкость плотностью 1600 кг / м3 кристаллизуется при - 8 - 16 С, а при плотности 1450 кг / м3 - при температуре ниже - 50 С. Вязкостные и фильтрационные свойства ТЖ регулируются известными химическими реагентами, например, крахмалом при.
Институтом ВНИИКРнефть для выравнивания профиля приемистости в нагнетательных и ограничения водопритоков в добывающих скважинах предложен гелеобразующий состав ГОС-2, представляющий собой водный раствор ПАА с добавкой гелеобразующих ( сшивающих) агентов. Все компоненты композиции находятся в порошкообразном виде и хорошо растворимы в воде.
Во ВНИИКРнефти предложен новый реагент для снижения водоотдачи растворов на базе портландцементов и шлаковых цементов ПВС-ТР.
Во ВНИИКРнефти разработан алгоритм и составлена специальная программа ( ГИЦ-2), позволяющая по кривым р f г ( t), Q - / 2 ( Ot Р fa ( 01 снятым с помощью СКЦ-2М в процессе цементирования, выделить суммарные гидродинамические потери ря в трубах и затрубном пространстве.
Во ВНИИКРнефти разработана для использования в районах Крайнего Севера суспензия песка в водном растворе диэтиленгли-коля. Эта буферная жидкость совместима со всеми известными химическими реагентами, используемыми для обработки буровых и цементных растворов, седиментационно устойчива и является хорошим разжижителем смесей в зонах контакта: буферная жидкость - цементный раствор, буферная жидкость - буровой раствор. Температура замерзания такой суспензии примерно - 30 С, что значительно ниже температуры, характерной для зон залегания многолетнемерзлых пород.
Во ВНИИКРнефти разработана граф-схема алгоритма выбора буферной жидкости, вошедшая в программу АСУТ цементирования скважин.
Принципиальная схема станции СКЦ-2М. Во ВНИИКРнефти разработана автоматизированная система управления процессом цементирования скважин.

Во ВНИИКрнефти предложена фенолформальдегидопиаковая композиция ( 10 % фенола, 12 % формалина, 8 % воды, 70 % шлака), которая способна через 4 5 ч отверждаться в пластмассу.
Во ВНИИКРнефти предложено заменить применяемую при нефтянем бурении дефицитную гидрофобизирующую кремнийор-ганическую ГКЖ и КМЦ на ПАА совместно с реагентами нитри-лотриметилфосфоновой и оксиэтилиденфосфоновой кислот. Эта композиция нетоксична, легко растворяется в воде.
 
Loading
на заглавную 10 самыхСловариО сайтеОбратная связь к началу страницы

© 2008 - 2014
словарь online
словарь
одноклассники
XHTML | CSS
Лицензиар ngpedia.ru
1.8.11