Способ ремонта скважины



Способ ремонта скважины
Способ ремонта скважины
Способ ремонта скважины
Способ ремонта скважины
Способ ремонта скважины

 


Владельцы патента RU 2498045:

Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина (RU)

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при ремонте скважины. Способ включает спуск колонны насосно-компрессорных труб с пакером в обсадную колонну, посадку пакера, определение удельной приемистости каждого нарушения обсадной колонны, изоляцию нарушений. Над пакером устанавливают двухпозиционный клапан, спускают колонну насосно-компрессорных труб до забоя скважины и производят шаблонировку обсадной колонны. Производят посадку пакера над нижним нарушением, определяют начальную удельную приемистость нарушения. При удельной приемистости ниже 0,5 м3/(ч·МПа) изоляцию интервала нарушения не производят. При удельной приемистости выше 0,5 м3/(ч·МПа) производят закачку и продавку в интервал нарушения блокирующего состава, промывают излишки блокирующего состава, определяют конечную удельную приемистость этого нарушения. Выполняют вышеописанные операции напротив каждого интервала нарушения, после чего поднимают пакер в интервал нахождения «головы» дополнительной безмуфтовой обсадной колонны малого диаметра. Приводят в действие двухпозиционный клапан. Производят исследование обсадной колонны на герметичность свабированием. Спускают дополнительную безмуфтовую обсадную колонну и прокачивают цементный раствор с поднятием его до «головы» дополнительной обсадной колонны. Повышается эффективность, упрощается технология, снижается металлоемкость конструкции. 5 ил.

 

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при ремонте скважины.

Известен способ восстановления герметичности эксплуатационных колонн (патент RU №2416020, МПК E21B 29/10; E21B 33/13, опубл. 10.04.2011 г. в бюл. №10), включающий закачку в зону изоляции минерального вяжущего - жидкого стекла и жидкости отверждения с последующим докреплением цементным раствором, при этом сначала в скважину закачивают нефть для вытеснения воды, затем закачивают раствор жидкого стекла с жидкостью отверждения кремнефтористым натрием при следующем соотношении компонентов, мас.%:

- жидкое стекло Na2SiO3 88-86
- кремнефтористый натрий Na2SiF6 12-14.

Недостатком этого способа является невысокая успешность восстановления герметичности эксплуатационной колонны химическим составом без крепления зоны изоляции дополнительной колонной.

Также известен способ ремонта скважины (патент RU №2354804, МПК E21B 29/10; E21B 33/13, опубл. 10.05.2009 г. в бюл. №13), включающий спуск в скважину колонны труб, закачку и продавку цементного раствора, подъем колонны труб, проведение технологической выдержки, разбуривание цементного моста и определение герметичности скважины, при этом низ колонны труб спускают на глубину на 20-30 м ниже интервала выявленного нарушения обсадной колонны, создают минимальную циркуляцию жидкости через колонну труб и межтрубное пространство скважины, выход жидкости из межтрубного пространства направляют в желобную систему, устанавливают противодавление на устье скважины 3-4 МПа прикрытием задвижки на выходе из межтрубного пространства, производят закачку цементного раствора с выводом его с низа колонны труб до интервала нарушения, поднимают колонну и устанавливают низ колонны труб на 20-40 м выше интервала нарушения, закрывают задвижку на выходе из межтрубного пространства скважины, производят продавку цементного раствора в интервал нарушения, приподнимают башмак труб на высоту, где планируют установить голову цементного моста, и производят удаление излишков цементного раствора обратной циркуляцией жидкости, приподнимают колонну труб на безопасное расстояние или извлекают полностью, проводят технологическую выдержку на затвердевание цемента, определяют глубину нахождения цементного стакана, спрессовывают обсадную колонну, разбуривают цементный стакан до интервала на 5-10 м ниже интервала нарушения, производят повторную опрессовку обсадной колонны, при герметичности колонны производят разбуривание цементного стакана полностью, при негерметичности обсадной колонны производят повторную герметизацию нарушения.

Недостатками данного способа являются высокая трудоемкость, продолжительность и стоимость ремонта без крепления интервалов нарушения дополнительной обсадной колонны с цементированием.

Также известен способ ремонта поврежденных обсадных колонн в скважине с большой протяженностью дефектного интервала колонны (патент RU №2273718, МПК E21B 29/10; E21B 33/13, опубл. 10 04.2006 г в бюл. №10). При осуществлении способа определяют место дефектного интервала, ниже него спускают и распрессовывают наружный продольно-гофрированный пластырь, после этого спускают внутренний продольно-гофрированный пластырь и распрессовывают его внахлест с наружным. Далее спускают дополнительную летучую колонну, фиксируют колонну упором ее башмака на верхние торцы двойного продольно-гофрированного пластыря и цементируют.

Недостатками данного способа являются низкая надежность ремонта вследствие проведения операций без анализа приемистости нарушений обсадной колонны и отсутствия дополнительной обсадной колонны под пластырем.

Наиболее близким по технической сущности является способ ремонта скважины (патент RU №2354803, МПК E21B 29/10; E21B 33/13, опубл. 10.05.2009 г.в бюл. №13), включающий установку пластыря, спуск дополнительной обсадной колонны на промежуточную глубину и цементирование, при этом сначала спускают в обсадную колонну насосно-компрессорные трубы (НКТ) с пакером, производят посадку пакера над нарушением обсадной колонны и определяют удельную приемистость нарушения обсадной колонны, пластырем закрывают нарушение с удельной приемистостью более 2 м3/(ч·МПа), для ремонта нарушения с удельной приемистостью менее 2 м3/(ч·МПа) спускают дополнительную обсадную колонну меньшего диаметра, имеющую на конце патрубок с зубьями, наклоненными внутрь на величину более толщины стенки пластыря, по дополнительной обсадной колонне при ее спуске на всю глубину прокачивают цементный раствор с поднятием его по межтрубному пространству до глубины на 10-50 м ниже уровня цементного кольца в затрубном пространстве скважины, или при спуске дополнительной обсадной колонны на промежуточную глубину прокачивают цементный раствор с поднятием его до «головы» дополнительной обсадной колонны.

Недостатками данного способа являются:

- во-первых, перед спуском колонны НКТ с пакером необходимо произвести в скважине дополнительную спускоподъемную операцию шаблона, чтобы убедиться в последующем прохождении пакера;

- во-вторых, перед установкой дополнительной обсадной колонны в скважину необходимо произвести исследования на герметичность изолируемой обсадной колонны выше «головы» предполагаемого спуска дополнительной колонны малого диаметра, для этого необходимо извлечь колонну НКТ с пакером и произвести переоборудование компоновки для исследования, например, для спуска сваба в колонну НКТ, что ведет к затягиванию процесса ремонта скважины;

- в-третьих, интервалы нарушения с удельной приемистостью более 2 м3/(ч·МПа) закрывают пластырем, а затем над пластырем устанавливают дополнительную колонну малого диаметра с цементированием, что значительно сужает проходное сечение скважины и сокращает технологические возможности скважины, например, проведение исследований по межтрубному пространству в процессе эксплуатации скважины. Кроме того, создаются дополнительные сопротивления при продавливании цемента через узкое кольцевое пространство между пластырем и дополнительной обсадной колонной, что может привести к недоподъему цемента за дополнительной обсадной колонной и, как следствие, снижается качество ремонта, а также увеличивается металлоемкость конструкции скважины;

- в-четвертых, каждое нарушение обсадной колонны с удельной приемистостью менее 2 м2/ч·МПа) ремонтируется отдельно закачкой цементного раствора в интервал нарушения с установкой цементного моста в скважине с последующим его разбуриванием долотом после ожидания затвердевания раствора (ОЗЦ), при этом для изоляции только одного нарушения необходимо произвести несколько спуско-подъемных операций оборудования в скважину, что ведет к увеличению как продолжительности, так и стоимости ремонта скважины.

Техническими задачами изобретения являются повышение эффективности ремонта скважины за счет снижения металлоемкости конструкции скважины, увеличения срока службы скважины до следующего ремонта обсадной колонны и сохранения технологических возможностей скважины, а также упрощение технологии осуществления способа.

Техническая задача решается способом ремонта скважины, включающим спуск колонны насосно-компрессорных труб - НКТ с пакером в обсадную колонну, посадку пакера, определение удельной приемистости каждого нарушения обсадной колонны, изоляцию нарушений, спуск дополнительной обсадной колонны малого диаметра на промежуточную глубину и прокачку цементного раствора с поднятием его до «головы» дополнительной обсадной колонны.

Новым является то, что на устье скважины до спуска в обсадную колонну колонны насосно-компрессорных труб с пакером ниже пакера размещают шаблон, а над пакером устанавливают двухпозиционный клапан, затем спускают колонну насосно-компрессорных труб до забоя скважины и производят шаблонировку обсадной колонны, после чего снизу вверх производят изоляцию интервалов нарушения обсадной колонны, для этого сначала производят посадку пакера над нижним нарушением, определяют начальную удельную приемистость нарушения, при удельной приемистости ниже 0,5 м3/(ч·МПа) изоляцию интервала нарушения не производят, при удельной приемистости выше 0,5 м3/(ч·МПа) при посаженном пакере производят закачку в колонну НКТ и продавку в интервал нарушения блокирующего состава, далее распакеровывают пакер и промывают излишки блокирующего состава из скважины, определяют конечную удельную приемистость этого нарушения с посадкой пакера в том же интервале обсадной колонны, выполняют вышеописанные операции напротив каждого интервала нарушения, после чего поднимают пакер в интервал нахождения «головы» дополнительной безмуфтовой обсадной колонны малого диаметра и сажают его, приводят в действие двухпозиционный клапан, который отсекает пространство ниже пакера и сообщает внутреннее пространство НКТ выше клапана с межколонным пространством скважины, производят исследование обсадной колонны на герметичность свабированием по колонне НКТ в интервале от устья до интервала посадки пакера, после снижения уровня в скважине до глубины 800 м прослеживают уровень жидкости в скважине через 1 ч, 3 ч и 5 ч, затем спускают дополнительную безмуфтовую обсадную колонну малого диаметра на промежуточную глубину и прокачивают цементный раствор с поднятием его до «головы» безмуфтовой дополнительной обсадной колонны малого диаметра.

На фиг.1-5 схематично и последовательно изображен предлагаемый способ ремонта скважины.

Предлагаемый способ осуществляется следующим образом.

На устье скважины до спуска в обсадную колонну 1 колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) 2 с пакером 3 ниже пакера 3 размещают шаблон 4, а над пакером 3 устанавливают двухпозиционный клапан 5.

Например, если скважина оснащена обсадной колонной 1 типоразмером 146×7 мм, то в качестве пакера 3 применяют механический пакер осевой установки ПРО-ЯМО- 122 мм, выпускаемый НПФ «Пакер» (г.Октябрьский, Республика Башкортостан, Российская Федерация), при этом в качестве шаблона 4 применяют шаблон длиной 30 м и наружным диаметром шаблона 124 мм.

В качестве двухпозиционного клапана, например, применяют разобщитель от устройства для обработки пластов в скважине (патент RU №2234589, МПК E21B 33/12, опубл. в бюл. №23 от 20.08.2004 г. или патент RU №2282017, МПК E21B 33/12, опубл. в бюл. №23 от 20.08.2006 г.).

Спускают колонну насосно-компрессорных труб 2 (см. фиг.1) до забоя (на фиг.1, 2, 3, 4, 5 не показано) и производят шаблонировку обсадной колонны 1 (см. фиг.1).

Далее снизу вверх производят изоляцию интервалов нарушения 6, 6', 6'' … 6n обсадной колонны 1. Для этого сначала производят посадку пакера 3 над нижним нарушением 6 (см. фиг.2), при этом интервалы перфорации пласта рассматриваются как нарушение 6 обсадной колонны 1, так как требуют изоляции блокирующим составом при последующей установке дополнительной колонны малого диаметра и подъема цемента за ней.

Определяют начальную удельную приемистость нарушения 6, если начальная удельная приемистость ниже 0,5 м3/(ч·МПа), то изоляцию интервала нарушения не производят, т.е. нарушение 6 не блокируют и производят подъем пакера 3 и его посадку в интервале нарушения 6'.

Если начальная удельная приемистость выше 0,5 м3/(ч·МПа), то при посаженном пакере 3 производят закачку в колонну НКТ 2 и продавку в интервал нарушения 6 блокирующего состава, например, водонабухающего полимера (ВНП). В качестве ВНП используют полимер акриламида АК-639 водопоглощающий по ТУ 2216-016-553733-66-2007.

Производят распакеровку пакера 3 и промывают технологической жидкостью по колонне НКТ 2 (на фиг.1, 2, 3, и 4, 5 не показано) излишки блокирующего состава из скважины. В качестве технологической жидкости, например, используют пресную воду плотностью 1000 кг/м3.

Вновь производят посадку пакера 3 (см. фиг.2) в том же интервале обсадной колонны 1 и проверяют конечную удельную приемистость, при удельной приемистости ниже 0,5 м3/(ч·МПа) изоляцию интервала нарушения не производят.

Выполняют вышеописанные операции напротив каждого интервала нарушения 6', 6'' … 6n (см. фиг.3), перемещая интервал посадки пакера с каждым разом выше. Например, интервалы нарушения 6, 6'', 6n (см. фиг.1) имеют начальную удельную приемистость выше 0,5 м3/(ч·МПа), тогда их блокируют, а если интервалы нарушения 6' и 6''' имеют начальную удельную приемистость ниже 0,5 м3/(ч·МПа), то их не изолируют блокирующим составом, т.е. оставляют открытыми.

Удельная приемистость, равная 0,5 м3/(ч·МПа), определена опытным путем и обеспечивает подъем цементного раствора в кольцевом пространстве между обсадной колонной 1 и дополнительной безмуфтовой обсадной колонной малого диаметра 7 (см. фиг.5) до ее «головы» без ухода цемента в одно или несколько нарушений 6, 6', 6'' … 6n (см. фиг.4).

После чего поднимают и сажают пакер 3 в интервале нахождения «головы» предполагаемой к спуску безмуфтовой дополнительной обсадной колонны малого диаметра 7 (см. фиг.5), приводят в действие двухпозиционный клапан 4 (см. фиг.4), который отсекает пространство 8 ниже пакера 3 и сообщает внутреннее пространство НКТ 9 выше клапана 4 с межколонным пространством 10 скважины.

Производят исследование обсадной колонны 1 в интервале от устья до интервала посадки пакера 3 на герметичность свабированием путем прослеживания уровня жидкости в скважине резистивиметром, после снижения уровня жидкости в скважине до глубины 800 м прослеживают уровень жидкости в скважине через 1 ч, 3 ч и 5 ч (на фиг.1, 2, 3,4, 5 не показано).

Затем спускают дополнительную безмуфтовую обсадную колонну малого диаметра 7 (см. фиг.5) на промежуточную глубину, т.е. в интервал обсадной колонны 1 между нижним нарушением 6 и самым верхним нарушением 6n и прокачивают цементный раствор 11 с поднятием его до «головы» 12 безмуфтовой дополнительной обсадной колонны малого диаметра 7.

Пример практического применения. На скважине №2530 НГДУ «Бавлынефть» (см. фиг.1-5). Даны нарушения герметичности обсадной колонны диаметром 146×7 мм в интервалах: 1792-1796 м интервалы перфорации обсадной колонны, рассматриваются как нарушение 6, так как если их не заблокировать, то интервалы перфорации будут поглощать цементный раствор при подъеме его за дополнительной безмуфтовой колонной малого диаметра, а также даны нарушения в интервалах: 1720 м - 6', 1645 м - 6'', 1534 - 6'''. «Голова» дополнительной колонны малого диаметра находится в интервале 1468 м. Провели ремонт скважины в следующей последовательности:

1. На устье скважины собрали следующую компоновку на колонне НКТ (снизу вверх): шаблон длиной 30 м и наружным диаметром 124 мм, пакер марки ПРО-ЯМ02-122, двухпозиционный клапан любой известной конструкции, например, разобщитель, который описан в патенте RU №2234589, «Устройство для обработки пласта в скважине» МПК Е21В 33/12, опубл. в бюл. №23 от 20.08.2004 г.

2. На колонне НКТ диаметром 73 мм спустили собранную компоновку в обсадную колонну скважины и прошаблонировали обсадную колонну до забоя скважины.

3. Подняли компоновку так, чтобы пакер марки ПРО-ЯМ02-122 находился на 5-10 м выше интервалов перфорации 1792-1796 м, т.е. выше нарушения 6 (см. фиг.1) обсадной колонны.

4. Посадили пакер в интервале 1782-1787 м. Определили начальную удельную приемистость интервалов перфорации пласта, для этого закачали 6 м3 технологической жидкости при давлении не более 9 МПа, которая оказалась равна 1,2 м3/(ч·МПа).

5. Произвели блокировку интервалов перфорации пласта закачкой блокирующего состава, например водонабухающим полимером (ВНП) по расчету, согласованному с ремонтной службой заказчика, например, в объеме 2 м3.

6. Распакеровали пакер, вымыли остатки ВНП закачкой технологической жидкости по колонне НКТ в полуторном объеме скважины (в объеме 39 м3) с расходом Q=8-10 л/с прямой промывкой.

7. Снова установили пакер и определили конечную удельную приемистость для оценки эффективности мероприятий по снижению поглотительной способности интервала перфорации кратковременной закачкой технологической жидкости, при минимальном расходе на пробное давление.

8. Конечная удельная приемистость составила 0,8 (м3/ч·МПа), поэтому повторили блокировку нарушения 6 закачкой ВНП, как описано выше. После повторной закачки блокирующего состава конечная удельная приемистость интервала нарушения 6 составила 0,3 м3/(ч·МПа). Сорвали пакер.

9. Приподняли колонну НКТ так, чтобы пакер находился выше нарушения 6', т.е. в интервале 1710-1715 м.

10. Посадили пакер, определили начальную приемистость нарушения прокачкой технологической жидкости по колонне НКТ при давлении не более 9 МПа, при этом начальная удельная приемистость составила 0,4 м3/(ч·МПа).

11. Поскольку начальная удельная приемистость составила 0,4 м3/(ч·МПа), а это меньше чем 0,5 м3/(ч·МПа), то блокировку нарушения 6' не произвели.

12. Сорвали пакер, приподняли колонну НКТ так, чтобы пакер находился выше нарушения 6”, т.е. в интервале 1635-1640 м.

13. Посадили пакер, определили начальную приемистость нарушения прокачкой технологической жидкости по колонне НКТ при давлении не более 9 МПа, при этом начальная удельная приемистость составила 0,5 м3/(ч·МПа).

14. Поскольку начальная удельная приемистость 0,5 м3/(ч·МПа), а это обеспечивает подъем цементного раствора в кольцевом пространстве между обсадной колонной 1 и дополнительной безмуфтовой обсадной колонной малого диаметра 7 (см. фиг.5) до ее «головы» без ухода цементного раствора, то блокировку нарушения 6'' не произвели.

15. Сорвали пакер, приподняли колонну НКТ так, чтобы пакер находился выше нарушения 6''', т.е. в интервале 1529-1524 м.

16. Посадили пакер. Определили начальную удельную приемистость нарушения 6''' технологической жидкости при давлении не более 9 МПа, которая оказалась равной 1,9 м3/(ч·МПа).

17. Произвели блокировку интервалов перфорации пласта закачкой блокирующего состава, например водонабухающим полимером (ВНП) по расчету, согласованному с ремонтной службой заказчика.

18. Распакеровали пакер, вымыли остатки ВНП закачкой технологической жидкости по колонне НКТ в полуторном объеме скважины (в объеме 37 м3) с расходом Q=8-10 л/с прямой промывкой.

19. Снова установили пакер и определили конечную удельную приемистость для оценки эффективности мероприятий по снижению поглотительной способности интервала перфорации кратковременной закачкой технологической жидкости, при минимальном расходе на пробное давление.

20. Конечная удельная приемистость составила 0,4 (м3/ч·МПа). Сорвали пакер.

21. Приподняли и посадили пакер в интервале 1469-1470, т.е. в интервале нахождения «головы» предполагаемой к спуску дополнительной безмуфтовой колонны малого диаметра.

22. Вовнутрь НКТ сбросили шар для перекрытия нижнего канала двухпозиционного клапана.

23. Повысили давление в колонне НКТ до 8,0 МПа до сообщения трубного и межтрубного пространства, т.е. открытия верхних радиальных отверстий клапана и закрытия нижнего канала клапана.

24. Исследовали обсадную колонну свабированием в интервале от устья до интервала посадки пакера (от 0 до 1470 м) на герметичность снижением уровня до глубины 800 м свабированием. Проследили уровень жидкости в скважине резистивиметром через 1 ч, 3 ч, 5 ч после снижения уровня. Уровень жидкости в скважине изменился, что свидетельствует о герметичности обсадной колонны от устья до интервала посадки пакера. Сорвали пакер, подняли колонну НКТ с компоновкой по п.1.

25. Спустили на промежуточную глубину дополнительную безмуфтовую обсадную колонну, т.е. так, чтобы полностью перекрыть интервал между самым нижним (1796 м) и самым верхним (1534 м) нарушениями, например, спустили 114 мм дополнительную безмуфтовую колонну диаметром 114 мм, длиной 330 м в интервал 1800-1470 м и зацементировали ее.

Предлагаемый способ ремонта скважин позволяет повысить эффективность проведения ремонта скважин, сократить количество спускоподъемных операций в процессе проведения ремонта скважины, а значит, упростить технологию осуществления способа, а также снизить металлоемкость конструкции после ремонта скважины за счет исключения установок пластыря напротив нарушения обсадной колонны.

Предлагаемый способ позволяет увеличить срок службы скважины до следующего ремонта обсадной колонны за счет подъема цементного раствора до «головы» дополнительной обсадной колонны малого диаметра, а минимальное сужение проходного сечения скважины за счет применения безмуфтовой дополнительной колонны позволяет увеличить технологические возможности скважины.

Способ ремонта скважины, включающий спуск колонны насосно-компрессорных труб - НКТ с пакером в обсадную колонну, посадку пакера, определение удельной приемистости каждого нарушения обсадной колонны, изоляцию нарушений, спуск дополнительной обсадной колонны малого диаметра на промежуточную глубину и прокачку цементного раствора с поднятием его до «головы» дополнительной обсадной колонны, отличающийся тем, что на устье скважины до спуска в обсадную колонну колонны насосно-компрессорных труб с пакером ниже пакера размещают шаблон, а над пакером устанавливают двухпозиционный клапан, затем спускают колонну насосно-компрессорных труб до забоя скважины и производят шаблонировку обсадной колонны, после чего снизу вверх производят изоляцию интервалов нарушения обсадной колонны, для этого сначала производят посадку пакера над нижним нарушением, определяют начальную удельную приемистость нарушения, при удельной приемистости ниже 0,5 м3/(ч·МПа) изоляцию интервала нарушения не производят, при удельной приемистости выше 0,5 м3 /(ч·МПа) при посаженном пакере производят закачку в колонну НКТ и продавку в интервал нарушения блокирующего состава, далее распакеровывают пакер и промывают излишки блокирующего состава из скважины, определяют конечную удельную приемистость этого нарушения с посадкой пакера в том же интервале обсадной колонны, выполняют вышеописанные операции напротив каждого интервала нарушения, после чего поднимают пакер в интервал нахождения «головы» дополнительной безмуфтовой обсадной колонны малого диаметра и сажают его, приводят в действие двухпозиционный клапан, который отсекает пространство ниже пакера и сообщает внутреннее пространство НКТ выше клапана с межколонным пространством скважины, производят исследование обсадной колонны на герметичность свабированием по колонне НКТ в интервале от устья до интервала посадки пакера, после снижения уровня в скважине до глубины 800 м прослеживают уровень жидкости в скважине через 1 ч, 3 ч и 5 ч, затем спускают дополнительную безмуфтовую обсадную колонну малого диаметра на промежуточную глубину и прокачивают цементный раствор с поднятием его до «головы» безмуфтовой дополнительной обсадной колонны малого диаметра.



 

Похожие патенты:
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может найти применение при ремонте скважины с нарушениями обсадной колонны. При осуществлении способа ведут спуск в интервал ремонта пластыря и якоря, посадку якоря, расширение стенок пластыря до их прижатия к стенкам скважины.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к бурению и капитальному ремонту скважин, и предназначено для изоляции зон осложнений установкой расширяемых труб в скважине.

Изобретение относится к бурению скважин, в частности к устройствам для установки профильных перекрывателей при изоляции ими зон осложнений бурения. .

Изобретение относится к изготовлению изделий из композиционных материалов методом намотки, в частности, на обсадной трубе с заранее вырезанным в ней «окном», предназначенной для установки в состав эксплуатационной колонны при строительстве многозабойных скважин.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к эксплуатации и ремонту скважин. .

Изобретение относится к бурению и капитальному ремонту скважин и предназначено, в частности, для развальцовывания труб при их установке в скважине. .

Изобретение относится к бурению скважин, в частности для крепления неустойчивых пород на протяженных участках стволов скважин. .

Изобретение относится к бурению и капитальному ремонту скважин и предназначено, в частности, для расширения труб при их установке в скважине. .

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к капитальному ремонту обсадных колонн с помощью металлических пластырей. .

Изобретение относится к бурению и капитальному ремонту скважин и предназначено для расширения труб в скважине. .

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к восстановлению герметичности обсадных колонн. На устье скважины производят сборку инструмента в следующей последовательности снизу вверх: универсальное вырезающее устройство, снабженное раздвижными резцами, винтовой забойный двигатель - ВЗД, колонна насосно-компрессорных труб - НКТ. Инструмент спускают в скважину. На устье герметизируют пространство между колонной НКТ и обсадной колонной и фиксируют колонну НКТ. Производят обвязку верхнего конца колонны НКТ через тройник с двумя насосными агрегатами. Одновременно с их помощью производят закачку технологической жидкости в инструмент и поднимают давление жидкости до 3 МПа. Через каждые 2 мин повышают давление жидкости в инструменте на 1 МПа до достижения давления жидкости 12 МПа. Поддерживая давление, производят врезание в обсадную колонну в течение 15 мин. Подбирают нагрузку на вырезающее устройство, не превышающую 40 кН, и производят вырезание дефектного участка во всем интервале обсадной колонны. При достижении нижнего интервала вырезания приподнимают инструмент на 1,0 м со скоростью 0,1 м/с и, не снижая давления, производят промывку в объеме скважины. Спускают гидромониторную насадку и по периметру полученного выреза вымывают породу из дефектного участка. Спускают колонну заливочных труб и изолируют скважину от забоя до верхнего интервала дефектного участка. Снижается нагрузка на инструмент и сокращается продолжительность работ. 3 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к соединениям профильных труб, расширяемых в процессе перекрытия ими зон осложнения бурения или нарушения герметичности обсадных колонн в скважинах. Техническим результатом данного изобретения является уменьшение жесткости поперечного сечения соединения и исключение перетока жидкости между стенками перекрывателя и скважины. Соединение профильных труб перекрывателей скважин содержит профильные трубы с цилиндрическими концами, которые снабжены муфтовой и ниппельной резьбой на взаимообращенных поверхностях. Также имеются средства герметизации соединения, выполненные в виде двух эластичных колец. Одно из колец установлено в расширенном кольцевом муфтовом конце со стороны внутреннего стыка резьбы между взаимообращенными цилиндрическими поверхностями резьбового и кольцевого участков. В ниппельном конце выполнено сужение под второе эластичное кольцо со стороны наружного стыка резьбы между взаимообращенными цилиндрическими поверхностями резьбового и кольцевого участков. При этом наружный стык выполнен в виде конусных плотно прилегающих взаимообращенных поверхностей труб. Выше и/или ниже резьбового соединения на цилиндрическом участке выполнено сужение в виде чередующихся кольцевых утолщений и впадин. На наружной поверхности сужения приварена эластичная манжета заподлицо с цилиндрическим участком. 2 ил.

Изобретение относится к области добычи нефти или отбора воды, в частности к установке внутренней ремонтной накладки в скважине или трубопроводе с целью обеспечения герметичности. Устройство включает расширитель, установленный внутри ремонтной накладки с возможностью последовательного перемещения вдоль оси от одного края насадки к другому, контрольный элемент, установленный непосредственно у задней части расширителя в направлении его перемещения. Часть элемента откалибрована таким образом, что элемент может свободно проходить внутрь накладки, когда она должным образом расширена, следуя за перемещением расширителя, и наоборот, не может войти внутри накладки, когда она неправильно или недостаточно расширена. 12 з.п. ф-лы, 4 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к восстановлению герметичности обсадных колонн скважин. На устье скважины производят сборку инструмента в следующей последовательности снизу-вверх: универсальное вырезающее устройство УВУ, колонна утяжеленных бурильных труб, колонна бурильных труб, спускают инструмент в скважину так, чтобы резцы УВУ находились напротив верхнего интервала дефектного участка. Производят обвязку верхнего конца колонны бурильных труб с двумя насосными агрегатами, с устья скважины производят вращение инструмента со скоростью 70 об/мин и одновременно производят закачку технологической жидкости в колонну бурильных труб с помощью одного насосного агрегата при давлении жидкости 3,0 МПа, затем каждые 10 мин, не снижая скорости вращения инструмента, ступенчато увеличивают давление жидкости на 1 МПа до достижения давления 5,0 МПа. Запускают в работу второй насосный агрегат, не снижая скорости вращения, ступенчато увеличивают давление жидкости на 1 МПа до достижения давления 9,0 МПа, выводят два насосных агрегата на режим подачи технологической жидкости, при давлении 9,0 МПа производят вырезание дефектного участка. Не снижая параметров работы насосных агрегатов и ротора, подбирают нагрузку на УВУ, не превышающую 40 кН, производят вырезание во всем интервале дефектного участка. Производят промывку, останавливают насосные агрегаты и производят подъем инструмента на устье скважины. Спускают колонну заливочных труб и изолируют изолирующим составом скважину от забоя до верхнего интервала дефектного участка. Снижаются нагрузки на инструмент, сокращается продолжительность работ. 3 ил.

Изобретение относится к способам герметизации обсадных труб, применяемых в нефтяной и газовой промышленности. Технический результат - устранение негерметичности обсадных труб с различными повреждениями. Сущность изобретения заключается в том, что металлический лист - накладка прямоугольной формы, толщиной 2-3 мм и более, изготавливается из сплава с памятью, например нитинола, свертывается в рулон в криостате с температурой минус 80°С и ниже, помещается в эластичный трубчатый рукав длиной не менее высоты накладки и располагается в устройстве, в котором поддерживается температура ниже температуры возврата материала накладки к первоначальной форме, например с помощью сухого льда, затем устройство с накладкой опускают к месту негерметичности колонны, освобождают накладку от корпуса устройства, после чего она нагревается от жидкости в скважине, при этом начинает проявляться термоупругость и накладка стремится вернуться к своему первоначальному плоскому состоянию, чему мешают трубы обсадной колонны, и прижимается к их внутренней поверхности через эластичную прокладку, что обеспечивает хорошую герметичность по всему периметру этой поверхности. А устройство для герметизации обсадных труб включает корпус (1) цилиндрической формы с закрытым верхним торцом плоской накладкой, в центре которой выполнено отверстие и вварена в него короткая труба (4) с резьбой на свободном конце, для присоединения к колонне труб (5) перед спуском, а нижний торец корпуса закрывается круглым дном (13) с шариковыми замками (12) в их боковой поверхности для удержания дна в соединении с корпусом, и на внутренней поверхности дна установлен нижний узел крепления троса (10), другой конец которого закреплен на верхнем узле (6), расположенном у нижнего торца короткой трубы, причем длина троса (8) должна быть не менее двух высот накладки; внутренняя поверхность корпуса и дна покрыта слоем из теплоизоляционного материала (2), чтобы за время спуска накладка не успела нагреться; между внутренними объемами короткой трубы и корпуса имеется связь в виде отверстий для протекания по ним жидкости под давлением, а рулон из накладки помещается внутрь корпуса, который при этом переворачивается, свободные объемы в корпусе заполняются сухим льдом (16), после чего устанавливается дно и корпус переворачивается обратно. Изобретение позволяет надежно и на долгое время эксплуатации герметизировать обсадные трубы. 2 н.п. ф-лы, 3 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к выправлению смятых и смещенных обсадных колонн в скважине и восстановлению их герметичности. При исследовании дефектного участка определяют диаметр d внутреннего сужения в интервале смещения дефектного участка обсадной колонны, в интервал смещения на технологической колонне труб спускают гидромониторную насадку и по всей длине и периметру интервала смещения направленным потоком технологической жидкости вымывают породу из скважины до тех пор, пока на устье скважины не перестанет выходить вымываемая порода. На устье скважины собирают снизу вверх следующую компоновку: перфорированный заглушенный снизу под конус хвостовик с верхним и нижним жесткими центраторами с переточными каналами и манжетой снаружи, разбуриваемый пакер. Пакер снизу жестко соединяют с хвостовиком, манжету на хвостовик устанавливают ниже нижнего центратора. Собранную компоновку на заливочной колонне труб спускают в интервал дефектного участка, центрируют смещенные части обсадной колонны так, чтобы верхний и нижний центраторы находились на расстоянии, не превышающем 1 м от интервала смещения обсадной колонны, сажают разбуриваемый пакер и производят тампонирование дефектного участка. Извлекают заливочную колонну труб, оставляют скважину на ожидание затвердевания микроцемента. На технологической колонне спускают винтовой забойный двигатель с фрезой, удаляют разбуриваемый пакер, затвердевший цемент, перфорированный хвостовик, верхний и нижний центраторы, манжету из дефектного участка и восстанавливают внутренний диаметр D обсадной колонны. Повышается эффективность ремонта, снижается металлоемкость. 4 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к восстановлению крепления скважин при изоляции заколонных перетоков. Способ включает определение всей информации по дефектному участку обсадной колонны, его удаление. При наличии зумпфа не менее 5 м производят сборку инструмента: вырезающее устройство, снабженное выдвижными резцами, гидромониторная насадка, колонна утяжеленных бурильных труб, колонна бурильных труб. Спускают инструмент в скважину так, чтобы резцы находились напротив верхнего интервала дефектного участка, запускают в работу насосный агрегат и блок силового вертлюга. Производят закачку технологической жидкости при давлении 9,0 МПа. Блоком силового вертлюга производят вращение инструмента и врезание в верхний интервал дефектного участка. Не снижая параметров работы насосного агрегата и блока силового вертлюга, осевым перемещением инструмента вниз подбирают нагрузку на вырезающее устройство, производят вырезание колонны во всем интервале дефектного участка. При достижении нижнего интервала прекращают вращение инструмента, доспускают гидромониторную насадку до верхнего интервала дефектного участка, сбрасывают в колонну труб шар, создают избыточное давление в инструменте. Осевым перемещением инструмента с одновременным вращением направленным потоком жидкости по всему периметру вырезанного участка вымывают породу до тех пор, пока она не перестанет выходить на устье. Производят обратную промывку скважины, спускают колонну заливочных труб и изолируют скважину. Повышается эффективность ремонта скважин, сокращается продолжительность работ. 4 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при эксплуатации скважины. Устройство включает обсадную колонну, дополнительную эксплуатационную колонну и колонну насосно-компрессорных труб. Используют дополнительную эксплуатационную колонну, не доходящую до устья скважины. Колонну насосно-компрессорных труб выше дополнительной эксплуатационной колонны и вблизи от верха дополнительной эксплуатационной колонны снабжают неподвижно закрепленной наружной муфтой. В качестве муфты используют муфту с наружным диаметром больше внутреннего диаметра дополнительной эксплуатационной колонны и не больше наружного диаметра стандартного колонного шаблона для обсадной колонны и с соотношением наружного диаметра к высоте муфты в пределах от 0,70 до 0,83. Упрощается процесс ликвидации аварий, сокращается время ремонта. 2 ил., 2 табл.

Предложение относится к бурению скважин, в частности к устройствам для установки профильных перекрывателей при изоляции ими зон осложнений бурения. Устройство включает колонну труб для спуска, полые гидроцилиндры, кольцевые поршни с полыми штоками, установленными соосно в соответствующие гидроцилиндры с возможностью ограниченного осевого перемещения, и дорнирующую головку для установки перекрывателя. Гидроцилиндры сверху соединены с колонной труб. Полый шток снизу соединен с дорнирующей головкой. Каждый кольцевой поршень выполнен в виде втулки с кольцевым утолщением, сверху и снизу которого зафиксированы на втулке самоуплотняющиеся манжеты. Наружная поверхность утолщения выполнена в виде шарового пояса. Штоки поршней соединены между собой с возможностью ограниченного радиального и углового отклонения. Повышается надежность и ресурс работы. 3 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к устройствам для изоляции зоны осложнения ствола скважины при бурении. Устройство включает профильный перекрыватель с цилиндрическими участками и резьбовыми соединениями, установленный на его нижнем конце башмак с обратным клапаном и ловильной головкой вверху, расширяющую головку из нескольких секций, содержащую сверху узел соединения с колонной труб, а снизу - замковый механизм, герметично соединенный с верхним концом перекрывателя, с ловителем внизу под ловильную головку башмака. Верхний и нижний концы перекрывателя выполнены в виде продольно гофрированной трубы с пятью и более лучами. Замковый механизм выше перекрывателя снабжен специальным дорном, конусная поверхность и нижняя направляющая которого оснащены выступами под внутреннюю поверхность лучей концов перекрывателя. Направляющая выполнена с возможностью взаимодействия с внутренним дорном в цилиндрической части перекрывателя. Башмак выполнен сборным, состоящим из внутренней вставки с ловильной головкой и клапаном, герметично размещенной в цилиндрической части нижнего конца перекрывателя, и фиксатора, взаимодействующего с нижним торцом перекрывателя и соединенного с внутренней вставкой. Повышается надежность, расширяются технологические возможности. 5 ил.
Наверх