Технология ремонта обсадных колонн стальными пластырями

Обновлено: 19.05.2024

Изобретение относится к технике и технологии капитального ремонта скважин и предназначено для восстановления герметичности обсадных колонн стальными гофрированными пластырями.

Известно устройство для ремонта обсадной колонны, состоящее из полого корпуса с упором в нижней части, установленного в верхней части корпуса якоря, гидродомкрата, выполненного в виде размещенного в корпусе и телескопически связанного с ним полого штока с поршнем, установленной на полом штоке дорнирующей головки и расположенного между головкой и упором корпуса ремонтного пластыря. Расширение пластыря осуществляется последовательными шагами гидродомкрата, равными его рабочему ходу с разгрузкой осевого усилия на обсадную колонну с помощью якоря, причем отключение рабочей полости якоря от нагнетательной полости устройства осуществляется в конце хода гидродомкрата. Запрессовка расширенного пластыря выполняется путем протягивания через него дорнирующей головки под давлением при отключенном якоре.

Этим устройством обеспечивается качественная установка пластыря при работе на невязких и маловязких жидкостях. При работе на вязких глинистых растворах возможны осложнения, так как перед каждым очередным шагом гидродомкрата необходимо осадить поршни, т.е. вернуть их в исходное нижнее положение в цилиндре. При этом жидкость вытесняется из цилиндpов гидродомкрата, из-за ее большой вязкости перемещение по колонне может вызвать значительные сопротивления, что затрудняет осаживание поршней гидродомкрата и не обеспечивает надежность в работе устройства.

Целью изобретения является повышение надежности в работе на вязкой жидкости путем обеспечения гидравлической связи межтрубного и внутритрубного пространств при осаживании поршней гидродомкрата.

Наличие перепускного узла позволяет подать жидкость под давлением через прямой клапан в устройство в процессе расширения пластыря дорнирующей головкой, а при осаживании поршней обеспечивает гидравлическую связь полости устройства с затрубным пространством через радиальные каналы корпуса, открываемые смещенной вверх подвижной запорной втулкой. Смещение втулки и вытеснение жидкости из гидроцилиндра в затрубное пространство через каналы, выполненные непосредственно в устройстве, происходит без заметного роста давления.

На фиг. 1 показана схема устройства при расширении пластыря; на фиг.2 - устройство в момент осаживания поршней гидродомкрата; на фиг.3 - перепускной узел устройства в исходном положении; на фиг.4 - то же, при осаживании поршней гидродомкрата.

Устройство для установки металлического пластыря в обсадной колонне содержит дорнирующую головку 1, полую штангу 2 с радиальными отверстиями а и гидродомкрат, состоящий из цилиндра 3, поршня 4 на штанге и упора 5. В верхней части гидродомкрата размещен якорь, содержащий корпус 6, выдвижные плашки 7, манжету 8, золотниковую втулку 9 и неподвижный шток золотника 10.

Перепускной узел б установлен над якорем и содержит полый патрубок 11 с осевым 12 и радиальным 13 каналами и седлом 14; В осевом канале патрубка коаксиально размещена запорная втулка 15, выполненная в виде поршня с эластичными уплотнениями 16 и запорным элементом 17. Внутри втулки установлен прямой подпружиненный клапан, содержащий тарелку 18, опирающуюся на коническую поверхность 19 внутри втулки 15, и пружину 20.

На полой штанге 2 между дорнирующей головкой 1 и упором 5 размещен гофрированный пластырь 21, опускаемый с устройством для ремонта обсадной колонны 22 на трубах 23.

Устройство работает следующим образом.

После спуска в обсадную колонну 22 на глубину ремонта в устройстве повышается давление. При этом жидкость свободно проходит через прямоточный подпружиненный клапан, сжимая пружину 20 и отжимая тарелку 18 от конической поверхности 19 (показано стрелкой на фиг.1). Плашки 7 якоря под действием избыточного давления упираются в колонну 22, поршень 4 гидродомкрата втягивает дорнирующую головку 1, расширяя пластырь 21 на величину рабочего хода. После завершения хода поршня давление в нагнетательной линии сбрасывается. Колонной труб 23 поднимается устройство, причем цилиндр 3 перемещается вверх, а поршень 4 удерживается неподвижно через полую штангу 2 и дорнирующую головку 1, упирающуюся в нерасширенную часть пластыря 21 (фиг.2). Жидкость, вытесняемая в цилиндре из-под поршня, через питающее отверстие а в штоке перемещается по каналам якоря, отжимает вверх подвижную запорную втулку 15 и выходит в затрубное пространство через радиальные каналы 13 (фиг.4). После полного осаживания поршней вновь создается избыточное давление, подвижная запорная втулка смещается вниз, перекрывая радиальные каналы и упираясь запорными элементами 17 на седло 14. Жидкость подается через прямоточный клапан, включая якорь и осуществляя с помощью гидродомкрата очередной ход расширения пластыря.

Таким образом, снабжение устройства перепускным узлом обеспечивает гидравлическую связь между рабочей полостью устройства и скважиной, позволяет осаживать поршни гидродомкрата без заметного повышения давления в устройстве и, следовательно, без затруднений, которые могут возникнуть при выдавливании вязкой жидкости из цилиндра через колонну насосно-компрессорных труб на устье (рост осевого усилия, включение якоря при осадке поршней, частичное расширение пластыря), повышает надежность в работе устройства.

Причины возникновения и технологию ведения работ по ликвидации аварий нарушения герметичности обсадных колонн.

Все основные факторы, определяющие потерю герметичности обсадных колонн, можно разделить на четыре группы: геологические, технико-экономические, физико-механические и субъективные.

Первая группа факторов характеризуется частыми обвалами стенок ствола скважины, выбросом бурового раствора, воды, нефти и газа, смятием промежуточных и эксплуатационных колонн, аномально высокими пластовыми давлениями, наличием высоких пластовых температур, набуханием породы (в т ч в продуктивных пластах) пробкообразованием, высокой сейсмической активностью.

Главнейшие факторы второй группы — не соответствующие условиям конструкции скважин, способ бурения, качество и компоновка применяемых обсадных труб, скорость и способ спуска, технология цементирования обсадной колонны, продолжительность работы в обсадной колонне технология оборудования устья скважин, освоения, эксплуатации, ремонтные работы, искривление ствола скважины.

К основным параметрам третьей группы факторов относятся прочность, проницаемость, коэффициент линейного расширения, пластичность тампонажного камня, прочность, коррозионная и абразивная стойкость материала труб, коэффициент линейного расширения горных пород, технологические свойства фильтрационной корки.

Четвертая группа факторов в основном зависит от организации производства, опыта и квалификации исполнителей. Однако их роль в потере герметичности обсадных колонн велика. К ним относятся нарушение организации процесса спуска обсадной колонны, подача на буровую некачественных труб, неточный расчет обсадной колонны, несвоевременный долив промывочной жидкости при спуске колонны.

А. Федоров на основании анализа промысловых данных по месторождениям Прикарпатья и изучения материалов других работ предложил свою классификацию повреждений обсадных колонн и их причин.

К типичным (часто встречающимся) видам нарушения герметичности обсадных колонн в скважинах можно отнести: раковины коррозионного и эрозионного износа (отверстия); продольные, поперечные, полые порывы, порезы (трещины); некачественную геометрию и недовинчивание резьбовых соединений; перфорацию труб и пр.

Количество и номенклатуру нарушений обсадных колонн можно значительно уменьшить, если строго соблюдать технологический процесс бурения скважин; применять обсадные трубы с антикоррозионным и термостойким покрытием; использовать предохранительные кольца, центраторы на бурильных и насосно-компрессорных трубах; применять защитные оболочки для долот при спуске их в забой и др.

Устранение негерметичности обсадных колонн

Эти работы заключаются в изоляции сквозных дефектов обсадных труб и повторной герметизации их соединительных узлов (резьбовых соединений, стыковочных устройств, муфт ступенчатого цементирования МСЦ).

Повторная герметизация соединительных узлов обсадных колонн состоит в том, что ликвидирует каналы негерметичности в этих узлах тампонированием под давлением. Так же применяют метод довинчивания обсадных труб с устья скважины.

Тампонирование негерметичных резьбовых соединений обсадных колонн производят для ликвидации утечки жидких или газообразных флюидов из колонны через резьбовые соединения во время эксплуатации скважины. В качестве материалов используют фильтрующиеся полимерные составы или гель. Применение раствора в данном случае запрещается.

Докрепление негерметичных резьбовых соединений эксплуатационной колонны методом доворота обсадных труб с устья в вертикальных и наклонных скважинах с незацементированной и неприхваченной части обсадной колонны.

Для изоляции сквозных дефектов в обсадных трубах используют способы замены поврежденной части колонны, тампонирования под давлением или установку труб меньшего диаметра против дефекта.

Тампонирование под давлением прокачкой смеси по затрубному пространству с остановками

При этом способе допускаются периодические остановки при прокачке тампонирующей смеси по затрубному пространству для наблюдения за динамикой изменения избыточного давления, что позволяет установить местоположение негерметичного интервала колонны. В качестве тампонирующего материала используют только гелеобразующие полимерные тампонажные материалы (ПТМ).

Для проведения работ необходимо приготовить не менее 1 м3 тампонирующей смеси вязкостью не менее 10-1 Па-с. Затем опрессовывают колонну на герметичность водой и фиксируют снижение давления в течение контрольного времени. При открытом выкиде затрубного пространства закачивают тампонирующий раствор в НКТ, вытесняя воду из них. Закрыв кран на арматуре из затрубного пространства и продолжая закачку промывочной жидкости, доводят давление в затрубном пространстве до допустимого при опрессовке колонны.

Выдержав колонну под воздействием давления в течение контрольного времени, фиксируют его снижение. Если результат опрессовки не отличается от ранее полученных данных, то, уменьшая давление в затрубном пространстве до атмосферного и продолжая закачивать промывочную жидкость в НКТ, перемещают тампонажную смесь по затрубному пространству для опрессовки следующего, расположенного выше, интервала колонны. Поинтервальную опрессовку продолжают до тех пор, пока резкое уменьшение давления не укажет на перекрытие тампонирующим составом негерметичного интервала колонны.

Количество продавочной жидкости для очередного перемещения тампонирующего состава должно составлять не более 80% от его объема. Затем вымывают излишки состава из скважины на поверхность и выдерживают скважину под давлением до истечения срока ОЗЦ.

Тампонирование под давлением с применением пакера

Этот способ применяют для:

1. защиты обсадных колонн при давлениях нагнетания, превышающих допустимые для опрессовки;

2. защиты продуктивных пластов от загрязнения при нагнетании тампонирующей смеси в изолируемый интервал, расположенный ниже зоны перфорации;

3. направленной подачи тампонирующей смеси под давлением в изолируемый объект, выше которого имеются негерметичные отверстия в колонне.

Цементирование без давления осуществляют в случаях, когда необходимо создать новый цементный забой (цементный стакан) в стволе скважины или перекрыть нижнюю часть фильтра цементным камнем. Этот способ в основном используют при переводе скважины на вышезалегающий горизонт, когда нет опасности прорыва чуждых вод. Этот процесс протекает успешно при условии, если скважина хорошо промыта и не поглощает жидкость. При полном или частичном поглощении жидкости забой следует засыпать песком или глиной для перекрытия отверстий фильтра.

Установка стальных пластырей

Работы по установке пластыря выполняются в следующей последовательности:

1. При необходимости доставляют на скважину комплект НКТ или бурильных труб грузоподъемностью на 250 кН выше усилия, создаваемого весом колонны труб, спущенных до ремонтируемого интервала.

2. Производят гидроиспытание труб на избыточное давление не менее 15 МПа с одновременным шаблонированием их шаблоном диаметром не менее 36 мм.

3. Определяют глубину, размеры и характер нарушения обсадной колонны:

a) геофизическими методами - интервал нарушения;

b) боковой гидравлической печатью ПГ-2 (ТУ 39-1106-86) уточняют размеры и определяют характер нарушения.

4. Очищают внутреннюю поверхность обсадной колонны в интервале ремонта от загрязнений гидравлическим скребком типа СГМ-1 (ТУ 39-1105-86).

5. Производят шаблонирование обсадной колонны:

a) в колонне диаметром 146 мм используют шаблон диаметром 121 мм и длиной 400 мм;

b) в колонне диаметром 168 мм используют шаблон диаметром 140 мм и длиной 400 мм;

c) для шаблонирования участка колонны, расположенного ниже ранее установленного пластыря, муфты МСУ или другого сужения ствола скважины, может быть использован гидромеханический шаблон ШГ-1 соответствующего диаметра.

6. Замеряют внутренний периметр обсадных труб в интервале установки пластыря с помощью измерителей периметра ИП-1, опускаемых на НКТ или бурильных трубах.

7. Сборку и подготовку устройства для запрессовки пластыря («Дорн») и продольно гофрированных труб производят на базе производственного обслуживания.

8. Транспортирование «Дорна» производят в собранном виде. Запрещается сбрасывать дорны и пластыри при их разгрузке с автомашины.

9. «Дорн» должен быть оборудован клапанами для долива и слива жидкости.

10. При работе на загрязненных жидкостях целесообразно над «Дорном» устанавливать пескосборник.

11. Длина пластыря выбирается, исходя из размеров поврежденного участка обсадной колонны. Длина пластыря должна быть не менее чем на 3 м больше длины повреждения. В большинстве случаев используются пластыри стандартной длины (9 м), при необходимости -удлиненные сварные.

12. Наружный периметр продольно-гофрированных заготовок пластыря выбирают, исходя из результатов замеров внутреннего периметра обсадной колонны и толщины стенки ее в интервале ремонта.

13. На производственной базе и перед спуском в скважину на наружную поверхность продольногофрированных заготовок пластыря наносится слой герметика.

Технология установки стального пластыря в обсадной колонне в общем виде следующая

1. на устье скважины собирают дорн с продольногофрированной трубой;

2. дорн с заготовкой пластыря спускают на НКТ или бурильных трубах и устанавливают в интервале нарушения обсадной колонны;

3. соединяют нагнетательную линию со спущенной колонной труб, с помощью насоса цементировочного агрегата создают давление и производят запрессовку пластыря;

4. приглаживают пластырь дорнирующей головкой при избыточном давлении 12 МПа не менее 4--5 раз,

5. не извлекая «Дорн» из скважины, опрессовывают колонну, при необходимости приглаживание повторяют;

6. поднимают колонну труб с «Дорном», осваивают и вводят скважину в эксплуатацию

Устранение негерметичности спуском дополнительной обсадной колонны меньшего диаметра

Перекрытие дефекта обсадной колонны трубами меньшего диаметра производят в случаях, если:

- замена дефектной части обсадной колонны технически невозможна;

- метод тампонирования не обеспечивает необходимой герметичности обсадной колонны;

- обсадная колонна имеет несколько дефектов, устранение которых технически невозможно или экономически нецелесообразно;

- по условиям эксплуатации скважины допускается уменьшение проходного сечения колонны.

Дополнительную колонну спускают во внутрь основной колонны, устанавливая башмак ее ниже дефекта и выше продуктивного горизонта или на забое. Иногда спускают «летучку», которая перекрывает только интервал дефектов, при этом нижняя и верхняя части эксплуатационной колонны остаются прежними. Дополнительную колонну спускают в скважину с последующим цементированием или же с установкой пакера. Длину этой колонны выбирают из расчета создания цементного кольца в затрубе на 30 - 50 метров выше верхнего дефекта в колонне. Также дополнительную колонну спускают с пакером различных конструкций. Наиболее целесообразно применение пакеров механического и гидравлического действия.

Оценка качества работы:

1. при испытании отремонтированного интервала газом межколонные проявления должны отсутствовать;

2. качество РИР без отключения перфорированной зоны оценивают по результатам изменения межколонного давления при освоении и эксплуатации скважины;

3. при определении показателя долговечности (среднего срока службы изолирующего тампона) устанавливают ежемесячный контроль за эксплуатацией скважин.

Замена поврежденной части колонны

В нижней трубе для направления и центрирования спускаемой части колонны с оставшейся в скважине частью устанавливают конусную пробку, которую после соединения труб извлекают или разбуривают. После свинчивания колонну проверяют под растягивающей нагрузкой, равной 60--70% ее веса. Определяют герметичность места нового соединения колонны и при необходимости создают цементное кольцо в межколонном пространстве.

Устранение негерметичности эксплуатационной колонны доворотом

Для устранения негерметичности эксплуатационной колонны в скважину спускается пакер, демонтируется арматура, устанавливается катушка на доворот колонны. Пакер садится на нижнюю трубу эксплуатационной колонны не прихваченную цементом или обвалом горной породы. На катушку наматывается трос, с помощью бульдозера производят доворот колонны до появления реактивного момента. Вращение насосно-компрессорных труб с пакером свидетельствует о довороте нижней не прихваченной трубы эксплуатационной колонны.

Основные идеи славянофильства: Славянофилы в своей трактовке русской истории исходили из православия как начала.

Экономика как подсистема общества: Может ли общество развиваться без экономики? Как побороть бедность и добиться.

Тест Тулуз-Пьерон (корректурная проба): получение информации о более общих характеристиках работоспособности, таких как.

Ограждение места работ сигналами на перегонах и станциях: Приступать к работам разрешается только после того, когда.

Поиск по сайту

Восстановление герметичности обсадных колонн с применением стальных пластырей

В последние годы в ОАО «Оренбургнефть» (НГДУ «Бузулукнефть», «Бугурусланнефть») успешно проводят работы по герметизации обсадных колонн с применением стальных пластырей. Комплекс технических средств по установке металлических пластырей, разработанных институтом «ВНИИКрнефть» включает в себя:

- устройство для установки металлических пластырей в эксплуатационной колонне типов «Дорн-1», «Дорн-2». Технические данные обсадных колонн и периметры пластырей приведены в табл. 11.8;

- скребок гидромеханический СГМ-2;

- устройство для обследования обсадной колонны УПОК-1;

- гофрированные металлические пластыри.

Технология ремонта негерметичной обсадной колонны заключается в спуске гофрированного металлического пластыря в скважину на дефект и расширения его до сопряжения с внутренней поверхностью обсадной колонны с помощью дорна.

Успешность и результаты ремонта зависят от качества проведенных подготовительных работ в скважине, которые включают: шаблонирование обсадной колонны; промывку скважины; обследование (поиск места) негерметичности обсадной колонны в интервале ремонта; поинтервальную опресовку обсадной колонны.

Пластырь из тонкостенной трубы Ст10 с толщиной стенки 3мм позволяет обеспечитьгерметичность эксплуатационной обсадной колонны при избыточном внутреннем давлении до 20 МПа и депрессии до 7 - 8 МПа. Стандартная длина пластыря 9м. Может быть применен пластырь длиной до 15м, сваренный на производственной базе, а также секционный сварной пластырь большей длины, сваренный над устьем скважины.

Технический регламент установки стальных пластырей, разработанный в ОАО «Оренбургнефть» для геолого-промысловых условий месторождений данного объединения предусматривает следующую последовательность операций:

1. После глушения скважины поднимают НКТ и другое скважинное оборудование.

2. Устанавливают в обсадной колонне на 50-100 м выше интервала перфорации цементный мост.

3. При необходимости доставляют на скважину комплект НКТ или бурильных труб грузоподъемностью на 250кН выше усилия, создаваемого весом колонны труб, спущенных до ремонтируемого интервала.

4. Производят гидравлическое испытане труб на избыточное давление не менее 15МПа с одновременным шаблонированием их шаром диаметром не менее 36 мм.

5. Определяют глубину, размеры и характер нарушения обсадной колонны:

Таблица 11.8 - Рекомендации по выбору режима установки пластыря

Диаметр ОК, мм Толщина стенки ОК, мм Пластырь Режим установки пластыря
Периметр, мм Натяг, % к периметру Давление в устройстве, МПа Усилие протяжки (в кН) при заходе головки в пластырь без давления
«Дорн-1» «Дорн-2»
6,5 7,0 7,7 8,5 9,5 10,7 7,3 8,9 10,6 12,1 -3,1 -2,3 -1,3 +1,5 +3,5 -3,3 -1,2 +1,0 +3,2 - - - - - -

- геофизическими методами – интервал нарушения;

- поинтервальным гидравлическим испытанием с применением пакера – размеры нарушения с точностью ±1 м;

- боковой гидравлической печатью ПГ-2 (ТУ 39-1106-86) уточняют размеры и определяют характер нарушения.

6. Очищают внутреннюю поверхность обсадной колонны в интервале ремонта от загрязнений гидравлическим скребком СГМ-1 (ТУ 39-1105-86).

7. Производят шаблонирование обсадной колонны:

- в колонне диаметром 146 мм используют шаблон 121 мм длиной 400 мм;

- в колонне диаметром 168 мм используют шаблон 140 мм длиной 400 мм;

- для шаблонирования участков колонны расположенных ниже ранее установленного пластыря, муфты МСУ для другого сужения ствола скважины, может быть использован гидромеханический шаблон ШГ-1 соответствующего диаметра.

8. Замеряют внутренний периметр обсадных труб в интервале установки пластыря с помощью измерителей периметра ИП-1, опускаемых на НКТ или бурильных трубах.

9. Если в процессе обследования обсадной колонны выявлено несколько нарушений, подготовительные работы на каждом из них проводят последовательно в соответствии с пп. 5-8.

10. Сборку и подготовку устройства для запрессовки пластыря и продольно-гофрированных труб проводят на базе производственного обслуживания.


Рис 11.9 - Гидравлическая лор­нирующая головка:

L - общая длина пластыря; / -длина пластыря от его торца до дефекта; 4 " Длина дефек­та; /с - длина сцепления пла­стыря при наличии упора на противоположном его конце; Nr - осевое усилие, необходи­мое для расширения пластыря до сопряжения с колонной; Р, , - радиальное усилие на дожимные элементы в лорни­рующей головке; 1 - силовой толкатель-якорь; 2 - упор; 3 -пластырь; 4 - конус; 5 - дожимные элементы; 6 – дефект

12. Транспортирование дорна производят в собранном виде. Запрещается сбрасывать дорны и пластыри при их разгрузке с автомобиля. Дорн должен быть оборудован клапанами для долива и слива жидкости.

13. При работе на загрязненных жидкостях целесообразно над дорном устанавливать пескосборник.

14. Длина пластыря выбирается исходя из размеров повреж­денного участка обсадной колонны. Длина пластыря должна быть не менее чем на 3 м больше длины повреждения. В большинстве случаев используются пластыри стандартной длины (9м), при необходимости - удлиненные сварные.

15. Наружный периметр продольно-гофрированных заготовок пластыря выбирают исходя из результатов замеров внутреннего периметра обсадной колонны и толщины стенки ее в интервале ремонта (см. табл. 11.8).

16. На производственной базе и перед спуском в скважину на наружную поверхность продольно-гофрированных заготовок пла­стыря наносится слой герметика.

17. Технология установки стального пластыря в обсадной ко­лонне (рис. 11.9, 11.10) следующая:

- на устье скважины собирают дорн с продольно-гофрированной трубой;

- дорн с заготовкой пластыря спускают на НКТ или бурильных трубах и устанавливают в интервале нарушения обсадной колонны;

- соединяют нагнетательную линию со спущенной колонной труб, с помощью насоса цементировочного агрегата создают давление и производят запрессовку пластыря. Давление запрессовки выбирают исходя из диаметра и толщины стенки обсадной ко­лонны (табл. 11.9);

- приглаживают пластырь дорнирующей головкой при избыточном давлении не менее 4-5 раз;

- не извлекая дорн из скважины, опрессовывают колонну, при необходимости приглаживание повторяют;

- поднимают колонну труб с дорном, осваивают и вводят сква­жину в эксплуатацию по утвержденному плану.

Таблица 11.9 - Технические данные обсадных колонн и периметры пластырей для ремонта

Диаметр ОК, мм Толщина стенки ОК, мм Условный внутренний диаметр ОК, мм Расчетный внутренний периметр ОК, мм Предпочти­тельный периметр пластыря, мм
ГОСТ 632-64 ГОСТ 632-80
6,0 (6,2) 127,7 (127,3) 401 (400) 398 (402)
7,0 (7.0) 125,7 (125.7) 395 (395) 392 (396)
8,0 (7.7) 123.7 (1243) 388 (390) 386 (392)
9,0 (9.2) 121.7 (1213) 382 (381) 380 (382)
10,0 (10,5) 119,7 (118,7) 376 (373) 374 (378)
11,0 - 117,7
6,5 (6.5) 133 (133) 418 (418) 416 (420)
7,0 (7.0) 132 (132) 414 (414) 412 (416)
8,0 (7,7) 130 (131) 408 (411) 406 (412)
9,0 (8,5) 128 (129) 402 (405) 400 (406)
10,0 (9.5) 126 (127) 396 (399) 394 (406)
11,0 (10,7) 124 (125) 389 (392) 386 (394)
6,5 -
7.0 (73) 154 (154) 484 (484) 482 (486)
8,0 (8,0) 152 (152) 477 (477) 474 (480)
9,0 (8,9) 150 (150) 471 (471) 468 (474)
10,0 (10.6) 148 (147) 464 (462) 460 (466)
11,0 —
12,0 (12,1) 144 (144) 452 (452) 450 (454)


Рис. 11.10-Схема установки пластыря устройством ДОРН-1: а - этап 1 - спуск устройства с пластырем к дефекту; б - этап 2 - заход голов­ки в пластырь без давления на отрезке (предварительное сцеп­ление пластыря с обсадной колонной протяжкой силовыми цилиндрами); г -этап 4 - расширение пластыря головкой при подъеме инструмента; 1 - циркуля­ционные клапаны; 2 - силовые цилиндры; 3 - упор пластыря; 4 - штанга; 5 -гидравлическая лорнирующая головка; 6 - обсадная колонна; 7 - пластырь; 8 -дефект

Способ установки пластыря в обсадной колонне труб

Изобретение относится к технике и технологии подземного ремонта, а именно к способам установки металлических гофрированных и круглых пластырей для восстановления герметичности обсадной колонны труб нефтяных, водяных и газовых скважин. Осуществляют спуск инструмента в скважину. Ориентируют пластырь на дефект. Создают избыточное гидравлическое давление в системе и расширяют пластырь дорнирующей головкой сверху вниз силовым толкателем устройства. Расширение пластыря дорнирующей головкой обеспечивают силовым толкателем, применяя устьевой упор. Упором компенсируют противовес инструмента силовому толкателю. Жестко связывают спускаемый инструмент с фланцем устья скважины и осуществляют возвратно-поступательное движение инструмента в скважине. Расширяется диапазон ремонта скважин по всей длине колонны обсадных труб, начиная от устья. 1 ил.

Изобретение относится к технике и технологии подземного ремонта, а именно к способам для установки металлических гофрированных и круглых пластырей для восстановления герметичности обсадных труб нефтяных, водяных и газовых скважин.

Известен способ, включающий в себя спуск в скважину пластыря на инструменте и расширение его до сопряжения с обсадной трубой в заданном интервале путем протягивания под гидравлическим давлением дорнирующей головкой снизу вверх при упоре верхнего конца пластыря на обсадную трубу через гидравлический якорь пластыря [1].

Данный способ имеет недостаток в том, что дорнирующая головка при расширении пластыря до сопряжения с обсадной трубой протягивается через пластырь снизу вверх путем осевой нагрузки на инструмент (насосно-компрессорные трубы). В этом случае НКТ подвергаются двойной нагрузке: гидравлическому давлению и осевому растяжению, что не исключает порыв труб в процессе их натяжения при установке пластыря на больших глубинах (более 2000 м) и, как следствие, поставленная цель при ремонте глубоких скважин не достигается.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ установки пластыря в обсадной колонне труб, включающий спуск устройства в сборе с пластырем на инструменте в скважину, ориентацию пластыря на дефект, создание избыточного гидравлического давления в системе и расширение пластыря дорнирующей головкой сверху вниз силовым толкателем устройства, до сопряжения с обсадной колонной [2].

Известный способ обеспечивает установку пластыря при наличии достаточного веса инструмента (НКТ) над устройством, который является противовесом силовому толкателю для проталкивания дорнирующей головки сверху вниз, расширяя пластырь. Кроме этого, этот способ обеспечивает установку пластыря в глубоких скважинах более 1500 м, а при ремонте скважин с дефектами обсадных колонн выше 1500 м и особенно близко к устью скважины не представляется возможным. Устройство, обеспечивающее реализацию этого способа, снабжено якорем в нижней его части, что усложняет конструкцию устройства и не исключает вероятность заклинивания якоря в колонне при подъеме инструмента на поверхность.

Целью предлагаемого изобретения является расширение диапазона ремонта скважин по всей длине колонны обсадных труб, начиная от устья.

Поставленная цепь достигается тем, что в известном способе установки пластыря в обсадной колонне труб, включающем спуск устройства в сборе с пластырем на инструменте в скважину, ориентацию пластыря на дефект, создание избыточного гидравлического давления в системе и расширение пластыря дорнирующей головкой сверху вниз силовым толкателем устройства до сопряжения с обсадной колонной, согласно изобретению расширение пластыря дорнирующей головкой обеспечивают силовым толкателем, применяя устьевой упор, которым компенсируют противовес инструмента силовому толкателю, жестко связывают спускаемый инструмент с фланцем устья скважины и осуществляют возвратно-поступательное движение инструмента в скважине.

Реализация предложенного технического решения обеспечивается при применении устройства для установки пластыря в колонне обсадной трубы, и устьевого упора.

На чертеже изображен общий вид устройства и пластыря, которые спущены в скважину к месту дефекта обсадной трубы, и устьевой упор.

Устройство состоит из дорнирующей гидравлической головки 1, силового толкателя 2, нижнего упора пластыря 3, промежуточных упоров пластыря 4, циркуляционного клапана 5 и пластыря 6. Устройство в сборе с пластырем 6 спускается на насосно-компрессорных трубах в обсадную трубу скважины 8 и ориентируется на дефект 9. На фланец 10 обсадной трубы на устье (стол ротора) крепится устьевой упор 11.

Устьевой упор 11 снабжен известными в практике клиньями, которые в одном направлении (вниз) обеспечивают проход инструмента, а в другом (вверх) - заклинивают его, что обеспечивает силовому толкателю при расчетном избыточном гидравлическом давлении проталкивание дорнирующей головки через пластырь сверху вниз.

После спуска устройства в сборе с пластырем 6 на инструменте (НКТ) 7 в обсадную трубу 8 и ориентации пластыря на дефект 9 заклинивают от перемещения вверх инструмент 7 устьевым упором 11.

Затем в системе создают расчетное избыточное гидравлическое давление. Жидкость под давлением поступает в полость силового толкателя 2 и дорнирующую головку 1, что обеспечивает проталкивание силовым толкателем дорнирующей головки в пластырь 6 и расширение его до сопряжения с обсадной трубой 8 на длине рабочего хода дорнирующей головки. После этого давление в системе сбрасывают до нуля, расклинивают устьевой упор 11, осаждают инструмент 7 на длину рабочего хода дорнирующей головки (lх).

В этот момент нижний торец пластыря 6 обеспечивается промежуточным упором 4 при перемещении его на длину lх.

После заклинивания инструмента 7 устьевым упором 11 процесс проталкивания дорнирующей головки и расширение пластыря повторяют.

Таким образом обеспечивают расширение пластыря до сопряжения с обсадной трубой до полного выхода дорнирующей головки из пластыря.

При необходимости можно пластырь прокалибровать дорнирующей головкой под гидравлическим давлением как снизу вверх подъемом инструмента, так и сверху вниз весом инструмента.

После установки пластыря и расклинивания инструмента устройство поднимают на поверхность, а слив жидкости с поднимаемого инструмента обеспечивают через циркуляционный клапан 5.

Предлагаемое техническое решение позволяет расширить диапазон ремонта скважин по всей длине колонны обсадных труб, начиная от устья, при этом отпадает необходимость иметь различные устройства для установки пластырей в колонне обсадных труб при соответствующих глубинах ремонта скважин.

По технологическим и конструктивным решениям с применением устьевого упора обеспечивается 100% гарантия успеха ремонта негерметичных обсадных труб в скважинах на любой глубине.

Источники информации 1. А. С.СССР N 562636 по кл. E 21 B 33/12, 1977, БИ N 23.

2. А.С.СССР N 1747673 по кл. E 21 B 29/10, 1992. БИ N 26.

Способ установки пластыря в обсадной колонне труб, включающий спуск устройства в сборе с пластырем на инструменте в скважину, ориентацию пластыря на дефект, создание избыточного гидравлического давления в системе и расширение пластыря дорнирующей головкой сверху вниз силовым толкателем устройства до сопряжения с обсадной колонной, отличающийся тем, что расширение пластыря дорнирующей головкой обеспечивают силовым толкателем, применяя устьевой упор, которым компенсируют противовес инструмента силовому толкателю, жестко связывают спускаемый инструмент с фланцем устья скважины и осуществляют возвратно-поступательное движение инструмента в скважине.

MM4A Досрочное прекращение действия патента из-за неуплаты в установленный срок пошлины заподдержание патента в силе

Способ установки пластырей на дефект обсадной колонны

Использование: ремонт обсадных колонн. Сущность изобретения: способ включает спуск в скважину двух пластырей, расположенных на полом трубчатом элементе, установку пластырей на дефект обсадной колонны путем расширения первого из них до сопряжения с внутренней поверхностью обсадной колонны и второго до сопряжения с внутренней поверхностью первого пластыря. Между пластырями устанавливают узел канала связи с заглушкой, который обеспечивает после установки первого пластыря подачу жидкости при заданном давлении в полость расширителя второго пластыря для установки его в обсадной колонне. 7 ил.

Изобретение относится к технике подземного ремонта, а именно к установке пластырей на дефект обсадной колонны нефтяных, водяных и газовых скважин.

Известен способ установки пластыря на дефект обсадной колонны, включающий спуск пластыря в сборе с устройством к месту дефекта и расширение его до сопряжения с внутренней поверхностью колонны расширяющим элементом устройства [1]. В практике строительства и эксплуатации скважин нередко появляются дефекты больших размеров в виде поперечных и продольных трещин, обрывов колонны. В таких случаях установка тонкостенных стальных пластырей не достигает цели и более того пластырь от наружных давлений в местах дефекта сминается (теряет устойчивость). Установка толстостенных пластырей указанным способом требует больших осевых нагрузок на инструмент (НКТ), усложняет конструкцию устройства.

Известен способ ремонта негерметичных обсадных колонн установкой на их дефект потайной колонны (летучки), включающий спуск в скважину потайной колонны, локальное цементирование и разбуривание цементного камня в колонне [2] . Это требует больших трудовых и материальных затрат и, значительно уменьшается поперечное сечение в месте установленной колонны, что не всегда возможно.

Известно также, что ремонт негерметичных обсадных колонн с дефектами больших размеров производится установкой двух пластырей один на другой, в результате на ремонтируемом участке образуется многослойная труба, что значительно повышает его прочность на устойчивость [3]. Однако при этом установку пластырей один на другой производят двумя спуско-подъемными операциями, что влечет за собой дополнительные затраты на ремонтируемом участке и увеличивает время ремонта. Кроме того, между установкой одного пластыря на другой в результате разрыва во времени при спуско-подъемных операциях не исключается возможность смятия первого установленного пластыря наружным давлением, а это приводит к дополнительным аварийным работам и как следствие снижает прочность ремонтируемого участка обсадной колонны на устойчивость.

Целью изобретения является повышение эффективности и упрощение технологии.

Достигается это за счет сокращения времени между установкой пластырей друг на друга путем спуска и установок их на дефект колонны при одной спуско-подъемной операции.

Способ включает спуск в скважину двух пластырей, расположенных на полом трубчатом элементе, установку пластырей на дефект обсадной колонны путем расширения первого из них до сопряжения с внутренней поверхностью первого пластыря, пластыри устанавливают на полом трубчатом элементе друг под другом, причем полость трубчатого элемента под верхним расширителем перед спуском в скважину перекрывают, а после установки первого пластыря полость трубчатого элемента между верхним и нижним расширителями гидравлически сообщают между собой.

На фиг.1-5 изображены обсадные колонны с дефектом, на который последовательно, один на другой установлены стальные тонкостенные пластыри по одному из возможных вариантов: на фиг.1 - симметрично по торцам при равной длине пластыря; на фиг. 2 - симметрично, перекрывая короткий длинным; на фиг. 3 - симметрично, накладывая короткий на длинный; на фиг.4 - перекрывая нижний торец первого пластыря вторым; на фиг.5 - перекрывая верхний торец первого пластыря вторым; на фиг.6 - общий вид устройства установки двух пластырей; на фиг.7 - узел канала связи с заглушкой между верхним и нижним пластырями.

Способ осуществляется последовательной установкой пластырей друг на друга в заданном интервале обсадной колонны, компоновкой двух устройств в сборе с пластырями, между которыми размещен узел канала связи с заглушкой. Первый (верхний) пластырь 2 (фиг.6) устанавливается в обсадной колонне на дефект 1 по известной технологии, например [1]. Второй (нижний) пластырь 5 (фиг. 6) устанавливается после ориентации его по одной из пяти схем предлагаемого изобретения (фиг. 1-5) вторым устройством 4 (фиг.6) по той же технологии. При этом при установке второго пластыря в процесс включается узел канала связи 3 (фиг.6), который обеспечивает подачу жидкости при заданном давлении в полость второго устройства 4. А именно: после установки первого пластыря и ориентации второго в полости корпуса 6 (фиг.7) узла канала связи создается избыточное расчетное гидравлическое давление, обеспечивающее срез заглушки 7 и проталкивание ее в камеру 8 на крестовину 9. Так, в камере 8 по зазорам между заглушкой 7 и корпусом 6 узла (фиг.7) открывается канал связи во второе устройство для создания гидравлического давления в нем. Дальнейшая операция для установки второго пластыря на первый производится по известной технологии.

Способ имеет следующие преимущества: повышается эффективность ремонтируемой обсадной колонны на устойчивость пластыря (многослойной трубы) от наружного давления в скважине; упрощается технология и сокращается время ремонта; снижаются трудовые и энергетические затраты.

СПОСОБ УСТАНОВКИ ПЛАСТЫРЕЙ НА ДЕФЕКТ ОБСАДНОЙ КОЛОННЫ расширителем гидравлического типа, включающий спуск в скважину двух пластырей, расположенных на полом трубчатом элементе, и установку пластырей на дефект обсадной колонны путем расширения первого из них до сопряжения с внутренней поверхностью обсадной колонны и второго до сопряжения с внутренней поверхностью первого пластыря, отличающийся тем, что, с целью повышения эффективности и упрощения технологии осуществления способа, пластыри устанавливают на полом трубчатом элементе друг под другом, причем полость трубчатого элемента под верхним расширителем перед спуском в скважину перекрывают, а после установки первого пластыря полости трубчатого элемента между верхним и нижним расширителями гидравлически сообщают между собой.

Читайте также: