Способ ремонта обсадной колонны в скважине с дефектным участком



Способ ремонта обсадной колонны в скважине с дефектным участком
Способ ремонта обсадной колонны в скважине с дефектным участком
Способ ремонта обсадной колонны в скважине с дефектным участком

Владельцы патента RU 2501935:

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

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, а именно к восстановлению герметичности обсадных колонн в скважинах с дефектным участком.

Известен способ ремонта обсадной колонны в скважине с дефектным участком и внутренним сужением обсадной колонны (патент RU №2386779, МПК Е21В 29/10, опубл. в бюл. №11 от 20.04.2010 г.), включающий определение всей информации по дефектному интервалу, спуск и установку дополнительной колонны-летучки с фиксацией напротив дефектного интервала с последующим цементированием, при этом после определения интервала дефектного участка обсадной колонны производят предварительное цементирование внутреннего дефектного участка обсадной колонны по всей длине, после затвердевания цемента производят фрезерование дефектного участка, а перед спуском дополнительную колонну-летучку выше дефектного участка оснащают наружными центраторами, при этом сверху дополнительную колонну-летучку оснащают механическими плашками, фиксирующими дополнительную колонну-летучку относительно обсадной колонны так, что дополнительная колонна-летучка перекрывает весь вырезанный дефектный участок обсадной колонны.

Недостатками данного способа являются:

- во-первых, при фрезеровании дефектного участка обсадной колонны возникают высокие механические и гидравлические нагрузки, воспринимаемые инструментом, в частности вырезающим устройством, производящим фрезерование (удаление) дефектного участка обсадной колонны, что ведет к быстрому его износу и выходу из строя;

- во-вторых, вследствие износа вырезающего устройства снижается скорость проходки при фрезеровании обсадной колонны, а при прекращении проходки вследствие износа инструмента необходимо производить спуско-подъемные операции по замене изношенного вырезающего устройства. Кроме того, не учитывается толщина стенки дефектного участка обсадной колонны, что также влияет на время фрезерования дефектного участка обсадной колонны. Все это приводит к увеличению продолжительности работ по фрезерованию дефектного участка обсадной колонны;

- в-третьих, высокая стоимость ремонта по восстановлению герметичности обсадной колонны в скважине, связанная с предварительным цементированием внутреннего дефектного участка обсадной колонны по всей длине и с последующим спуском в скважину после удаления дефектного участка обсадной колонны дополнительной колонны-летучки с механическими плашками и центраторами.

Известен способ ремонта обсадной колонны в скважине с дефектным участком и внутренним сужением обсадной колонны (патент RU №2347888, МПК Е21В 29/10, опубл. в бюл. №6 от 27.02.2009 г.), включающий определение всей информации по дефектному участку, изоляцию дефектного участка спуском и установкой дополнительной колонны-летучки с фиксацией напротив дефектного интервала с последующим цементированием, при этом дефектный участок обсадной колонны предварительно перед спуском дополнительной летучей колонны вырезают по всей длине фрезерованием с помощью вырезающего устройства, спущенного в дефектный участок обсадной колонны на колонне труб с винтовым забойным двигателем (ВЗД), после чего по всей длине и периметру этого выреза направленным потоком жидкости вымывают породу из дефектного участка обсадной колонны до тех пор, пока на устье не перестанет выходить вымываемая порода, перед спуском дополнительную колонну-летучку оснащают подпружиненным наружу упором с наружными переточными каналами, который, расширяясь при спуске дополнительной колонны-летучки, фиксирует ее относительно верхней кромки выреза обсадной колонны так, что дополнительная колонна-летучка перекрывает весь дефектный участок.

Недостатками данного способа являются:

- во-первых, при удалении дефектного участка обсадной колонны вырезающим устройством, спущенным на колонне бурильных труб, не учитываются толщина стенки и диаметр обсадной колонны, поэтому возникают высокие механические нагрузки, воспринимаемые инструментом, в частности вырезающим устройством, производящим удаление дефектного участка обсадной колонны, что ведет к быстрому его износу и выходу из строя;

- во-вторых, вследствие износа вырезающего устройства резко снижается скорость проходки, а при выходе его из строя при прекращении проходки необходимо производить спуско-подъемные операции по замене изношенного вырезающего устройства. Все это приводит к увеличению продолжительности работ по фрезерованию дефектного участка обсадной колонны;

- в-третьих, высокая стоимость ремонта по восстановлению герметичности обсадной колонны, связанная со спуском в скважину дополнительной колонны-летучки и ее цементированием по всей ее длине;

- в-четвертых, при работе ВЗД возникает реактивный момент, который от корпуса ВЗД передается на колонну труб.

Техническими задачами являются снижение механических нагрузок на инструмент при удалении дефектной части обсадной колонны с возможностью компенсации реактивного момента при работе ВЗД, а также сокращение продолжительности работ по удалению дефектной части обсадной колонны и снижение стоимости ремонтных работ по восстановлению герметичности обсадной колонны в скважине.

Поставленные задачи решаются способом ремонта обсадной колонны в скважине с дефектным участком, включающим определение информации по дефектному участку обсадной колонны, удаление дефектного участка спуском инструмента, состоящего из вырезающего устройства на колонне бурильных труб, вращение инструмента с устья скважины механическим ротором, подъем инструмента после удаления дефектного участка обсадной колонны, вымывание породы по всей длине и периметру полученного выреза, направленным потоком жидкости из дефектного участка обсадной колонны до тех пор, пока на устье не перестанет выходить вымываемая порода, и изоляцию дефектного участка обсадной колонны.

Новым является то, что при толщине стенки дефектного участка обсадной колонны от 6 до 8 мм на устье скважины перед спуском инструмента в скважину производят сборку инструмента в следующей последовательности снизу вверх: универсальное вырезающее устройство - УВУ, винтовой забойный двигатель - ВЗД, колонна насосно-компрессорных труб - НКТ, затем инструмент спускают в скважину таким образом, чтобы резцы УВУ находились напротив верхнего интервала дефектного участка обсадной колонны, при этом на устье скважины герметизируют пространство между колонной НКТ и обсадной колонной и фиксируют колонну НКТ, для ремонта обсадной колонны применяют два насосных агрегата, производят обвязку верхнего конца колонны НКТ через тройник с двумя насосными агрегатами, затем одновременно с помощью двух насосных агрегатов производят закачку технологической жидкости в инструмент и поднимают давление жидкости до 3 МПа, далее через каждые 2 мин повышают давление жидкости в инструменте на 1 МПа до достижения давления жидкости 12 МПа, после чего, поддерживая давление жидкости 12 МПа, производят врезание в обсадную колонну в течение 15 мин, далее, не снижая давления жидкости ниже 12 МПа, осевым перемещением инструмента вниз подбирают нагрузку на УВУ, не превышающую 40 кН, и производят вырезание дефектного участка во всем интервале обсадной колонны, при достижении нижнего интервала вырезания дефектного участка обсадной колонны приподнимают инструмент на 1,0 м со скоростью 0,1 м/с и, не снижая давления, производят промывку в объеме скважины, после промывки останавливают насосные агрегаты и производят подъем инструмента на устье скважины, спускают гидромониторную насадку на колонне труб и по периметру полученного выреза направленным потоком жидкости вымывают породу из дефектного участка обсадной колонны до тех пор, пока на устье не перестанет выходить вымываемая порода, затем спускают колонну заливочных труб и изолируют изолирующим составом скважину от забоя до верхнего интервала дефектного участка обсадной колонны, причем в качестве изолирующего состава применяют микроцемент.

Предлагаемый способ реализуют для восстановления герметичности обсадных колонн в скважинах с дефектным участком, когда дефектный участок находится ниже продуктивного пласта и имеется возможность наращивания (заливки изолирующим составом) забоя скважины при толщине стенки дефектного участка обсадной колонны от 6 до 8 мм.

На фиг.1, 2 и 3 показана схема реализации способа.

Предлагаемый способ реализуют следующим образом, например, на скважине НГДУ «Азнакаевскнефть». Определяют информацию по дефектному участку обсадной колонны 1 (см. фиг.1), например, обсадной колонны типоразмером 146×7,5 мм. Производят геофизические исследования с помощью геофизического прибора (на фиг.1, 2 и 3 не показано). Геофизический прибор используют любой известной конструкции, например комплексный прибор модульного типа марки ГДИ-7 производства ООО «Татнефтегеофизика-Универсал» (Республика Татарстан, г. Бугульма), предназначенный для проведения гидродинамических исследований в обсадной колонне скважины.

Например, на основании геофизических исследований определяют, что продуктивный пласт 2 расположен в интервале 1128-1136 м, имеет большую проницаемость пород, чем ниже расположенный пласт с подошвенной водой 3, который вследствие негерметичности обсадной колонны 1 по причине разрушения цементного камня (на фиг.1 и 2 не показано) за обсадной колонной 1 вызывает заколонный переток 4 подошвенной воды снизу вверх в продуктивный пласт 2. Для исключения заколонного перетока 4 и восстановления герметичности обсадной колонны скважины необходимо удалить дефектный участок 5 (см. фиг.2) обсадной колонны 1, имеющий разрушенный цементный камень за обсадной колонной 1 в интервале 1138-1144 м, т.е. высотой Н=6 м.

Далее производят подготовку инструмента 6 для удаления (фрезерования) дефектного участка 5 обсадной колонны 1.

Перед спуском инструмента 6 в обсадную колонну 1 скважины производят его сборку на устье скважины в последовательности снизу вверх: универсальное вырезающее устройство (УВУ) 7, винтовой забойный двигатель (ВЗД) 8, колонна насосно-компрессорных труб (НКТ) 9, например, диаметром 73 мм.

В качестве универсального вырезающего устройства 7 применяют устройства вырезающие универсальные, изготавливаемые в ОАО «Карпатнефтемаш» (г.Калуш Ивано-Франковской области, Россия). УВУ 7 снабжено раздвижными резцами, выдвигающимися за счет перепада давления промывочной жидкости, прокачиваемой через него и колонну НКТ 9.

В качестве ВЗД применяют двигатель винтовой забойный Д3-106МР.7/8.37 производства ВНИИБТ-Буровой инструмент (г.Краснодар, Россия).

Далее спускают инструмент 6 (см. фиг.2) в обсадную колонну 1 скважины так, чтобы резцы 10 УВУ 7 находились напротив верхнего интервала (1138 м) дефектного (вырезаемого) участка 5 обсадной колонны 1.

На устье скважины герметизируют пространство между колонной НКТ 9 и обсадной колонной 1 устьевым сальником 11 и фиксируют колонну НКТ 9 от вращения, например, устройством для компенсации реактивного момента 12 (КМР - 73 паспорт и руководство по эксплуатации АПД 036.000 ПС и РЭ), выпускаемым ООО «Поиск» (г. Альметьевск, Республика Татарстан, Россия).

Применяют два насосных агрегата для ремонта обсадной колонны. Производят обвязку верхнего конца колонны НКТ 9 скважины с двумя насосными агрегатами, например, цементировочными агрегатами марки ЦА-320 через тройник (на фиг.1, 2 и 3 не показано).

Применение двух насосных агрегатов обеспечивает стабильный расход жидкости при давлении жидкости 12 МПа.

Затем одновременно с помощью двух насосных агрегатов производят закачку технологической жидкости, например, пресной воды плотностью 1000 кг/м3 в колонну НКТ 9 и поднимают давление жидкости в инструменте 6 до 3 МПа и далее через каждые 2 мин повышают давление жидкости на 1 МПа до достижения давления жидкости 12 МПа. После чего под постоянным давлением жидкости 12 МПа в инструменте производят врезание путем врезки резцов 10 УВУ 7 в обсадную колонну в течение 15 мин. Признаком успешной врезки резцов 10 УВУ 7 является прекращение отдачи инструмента 6 (свободного вращения резцов 10 УВУ 7).

Далее, не снижая давления, производят вырезание обсадной колонны 1 во всем интервале дефектного участка 5 обсадной колонны 1, при этом осевым перемещением инструмента 6 вниз опытным путем подбирают нагрузку на УВУ 7, начиная от 0,5 кН и постепенно увеличивая ее, из условия обеспечения максимальной скорости проходки инструмента 6 в процессе вырезания дефектного участка 5 обсадной колонны 1, не превышающую 40 кН. Например, при нагрузке 0,5 кН скорость проходки составляет 2,5 см/мин, при нагрузке 10 кН - 3,9 см/мин, при нагрузке 20 кН - 5 см/мин, при нагрузке 30 кН - 4,2 см/мин, при нагрузке 40 кН - 3,5 см/мин. Таким образом, из условия обеспечения максимальной скорости проходки инструмента является нагрузка 20 кН, при которой проходка составляет 5 см/мин.

При достижении нижнего интервала (1144 м) дефектного участка 5 обсадной колонны 1 приподнимают инструмент 6 на 1,0 м со скоростью 0,1 м/с. Не снижая давления ниже 12 МПа в инструменте 6, производят промывку обсадной колонны 1 в одном объеме скважины, например в объеме 22,4 м3. Промывку обсадной колонны 1 производят закачкой технологической жидкости, например пресной воды плотностью 1000 кг/м3 насосным агрегатом ЦА-320 в инструмент 6, после промывки останавливают насосные агрегаты и производят подъем инструмента 6 на устье скважины.

Использование устройства для компенсации реактивного момента 12 при работе ВЗД 8 в компоновке с колонной НКТ 9 позволяет значительно облегчить вес инструмента, снизить механические нагрузки на оборудование, компенсировать реактивный момент от работы ВЗД 7 и сократить продолжительность вырезания дефектного участка 5 обсадной колонны 1.

Затем спускают гидромониторную насадку на колонне труб (на фиг.1, 2 и 3 не показано) и по периметру полученного выреза направленным потоком жидкости вымывают породу из дефектного участка 5 обсадной колонны 1 до тех пор, пока на устье не перестанет выходить вымываемая порода.

Затем спускают колонну заливочных труб (на фиг.1, 2 и 3 не показано) и изолируют скважину от забоя 13 (1150 м) (см. фиг.3) до верхнего интервала (1138 м) дефектного участка 5 обсадной колонны 1 закачкой изолирующего состава 14.

В качестве изолирующего состава 14 применяют микроцемент, например супертонкий ультрацемент, производимый ЗАО «НПО «Полицелл» (г. Владимир) по ТУ 5739-019-56864391-2010. Микроцемент смешивают с пресной водой плотностью 1000 кг/м при массовом соотношении 2:3, соответственно. Использование микроцемента обеспечивает проникновение изолирующего состава в тонкие поры и трещины. Изолирующий состав обладает высокой подвижностью, а прочность отвердевшего состава выше прочности цементного камня, получаемого из обычного тампонажного цемента, используемого при ремонте скважин, что позволяет создать надежный и прочный экран, препятствующий притоку воды. Расчетный объем изолирующего состава определяет технологическая служба ремонтного предприятия на основе геолого-технических характеристик скважины.

Предлагаемый способ позволяет снизить механические нагрузки на инструмент при удалении дефектного участка обсадной колонны, компенсировать реактивный момент, возникающий при работе ВЗД, а также сократить продолжительность работ по удалению дефектного участка обсадной колонны и снизить стоимость ремонта по восстановлению герметичности обсадной колонны в скважине.

Способ ремонта обсадной колонны в скважине с дефектным участком, включающий определение информации по дефектному участку обсадной колонны, удаление дефектного участка спуском инструмента, включающего вырезающее устройство, подъем инструмента после удаления дефектного участка обсадной колонны, вымывание породы по всей длине и периметру полученного выреза направленным потоком жидкости из дефектного участка обсадной колонны до тех пор, пока на устье не перестанет выходить вымываемая порода, изоляцию дефектного участка обсадной колонны, отличающийся тем, что при толщине стенки дефектного участка обсадной колонны от 6 до 8 мм на устье скважины перед спуском инструмента в скважину производят сборку инструмента в следующей последовательности снизу вверх: вырезающее устройство, снабженное раздвижными резцами, винтовой забойный двигатель - ВЗД, колонна насосно-компрессорных труб - НКТ, затем инструмент спускают в скважину таким образом, чтобы резцы вырезающего устройства находились напротив верхнего интервала дефектного участка обсадной колонны, при этом на устье скважины герметизируют пространство между колонной НКТ и обсадной колонной и фиксируют колонну НКТ, для ремонта обсадной колонны применяют два насосных агрегата, производят обвязку верхнего конца колонны НКТ через тройник с двумя насосными агрегатами, затем одновременно с помощью двух насосных агрегатов производят закачку технологической жидкости в инструмент и поднимают давление жидкости до 3 МПа, далее через каждые 2 мин повышают давление жидкости в инструменте на 1 МПа до достижения давления жидкости 12 МПа, после чего, поддерживая давление жидкости 12 МПа, производят врезание в обсадную колонну в течение 15 мин, далее, не снижая давления жидкости ниже 12 МПа, осевым перемещением инструмента вниз подбирают нагрузку на вырезающее устройство, не превышающую 40 кН, и производят вырезание дефектного участка во всем интервале обсадной колонны, при достижении нижнего интервала вырезания дефектного участка обсадной колонны приподнимают инструмент на 1,0 м со скоростью 0,1 м/с и, не снижая давления, производят промывку в объеме скважины, после промывки останавливают насосные агрегаты и производят подъем инструмента на устье скважины, спускают гидромониторную насадку на колонне труб и по периметру полученного выреза направленным потоком жидкости вымывают породу из дефектного участка обсадной колонны до тех пор, пока на устье не перестанет выходить вымываемая порода, затем спускают колонну заливочных труб и изолируют изолирующим составом скважину от забоя до верхнего интервала дефектного участка обсадной колонны, причем в качестве изолирующего состава применяют микроцемент.



 

Похожие патенты:

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.
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 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.

Изобретение относится к бурению и ремонту скважин и предназначено, в частности, для расширения и калибровки устройств из профильных труб. Устройство включает корпус с верхним и нижним переводниками, направляющими на наружной поверхности, расширяющимися снизу вверх дорнирующими вставками, выполненными с возможностью ограниченного продольного перемещения при помощи толкателей вдоль направляющих, и расположенный ниже направляющих цилиндр с кольцевым поршнем, взаимодействующим с толкателями и выполненным с возможностью ограниченного перемещения вверх при тарированной нагрузке благодаря регулятору. Цилиндр жестко соединен с нижним переводником, корпус снаружи оснащен упором. Регулятор выполнен в виде пружины, установленной между упором корпуса и кольцевым поршнем для его прижатия вниз. Повышается качество установки перекрывателя и ремонтопригодность, снижается аварийность. 1 ил.
© Патентный поиск, поиск патентов на изобретения - FindPatent.RU 2012-2024
Политика конфиденциальности 2013-12-20 2013-12-19T17:59:20
Наверх