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 2510452:

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

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 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 ремонтных работ 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 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 колонны-летучки 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 бурильной колонне труб, возникают высокие механические 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 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 в скважине, связанная со спуском в скважину дополнительной колонны-летучки и ее цементированием по всей ее длине;

- в-четвертых, реактивный момент, возникающий при работе ВЗД, передается на колонну труб и приводит к их обратному вращению, который гасится на стенках скважин и в приводных механизмах, размещенных на поверхности, что приводит к повреждению стенок обсадной колонны скважины и оказывает негативное воздействие на приводные механизмы, снижая их ресурс работы.

Техническими задачами предложения являются снижение механических нагрузок на инструмент, 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 из дефектного участка обсадной колонны по всей длине и периметру полученного выреза направленным потоком жидкости до тех пор, пока на устье не перестанет выходить вымываемая порода, изоляцию дефектного участка обсадной колонны.

Новым является то, что при толщине стенки дефектного участка обсадной колонны от 8 до 11 мм на устье скважины перед спуском инструмента в обсадную колонну скважины производят сборку инструмента в следующей последовательности снизу -вверх: универсальное вырезающее устройство - УВУ, колонна утяжеленных бурильных труб, колонна бурильных труб, затем спускают инструмент в скважину так, чтобы резцы УВУ находились напротив верхнего интервала дефектного участка обсадной колонны, для ремонта обсадной колонны используют два насосных агрегата, производят обвязку верхнего конца колонны бурильных труб с двумя насосными агрегатами, далее с устья скважины с помощью ротора 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, затем запускают в работу второй насосный агрегат, не снижая скорости вращения инструмента, ступенчато увеличивают давление жидкости на 1 МПа до достижения давления 9,0 МПа, выводят два насосных агрегата на режим подачи технологической жидкости, затем без осевого перемещения инструмента со скоростью 70 об/мин при давлении 9,0 МПа производят вырезание дефектного участка обсадной колонны в течение 1 ч, затем, не снижая параметров работы насосных агрегатов и ротора, осевым перемещением инструмента вниз подбирают нагрузку на УВУ, не превышающую 40 кН, и производят вырезание во всем интервале дефектного участка обсадной колонны, при достижении нижнего интервала вырезания дефектного участка обсадной колонны прекращают вращение инструмента и приподнимают инструмент на 2,0 м со скоростью 0,1 м/с, производят промывку в объеме скважины, после чего останавливают насосные агрегаты и производят подъем инструмента на устье скважины, спускают гидромониторную насадку на колонне труб и по периметру этого 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 забоя скважины, если при этом толщина стенки дефектного участка обсадной колонны находится в пределах от 8 до 11 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), обсадная колонна - типоразмером 168×9 мм. Производят геофизические исследования с помощью геофизического прибора (на фиг.1, 2 и 3 не показано). Геофизический прибор выбирают 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.

На основании геофизических исследований определяют расположение продуктивного пласта 2, например, продуктивный пласт 2 расположен в интервале 1693-1695 м, он имеет большую проницаемость пород, чем расположенный ниже, например, в интервале 1712-1715 м 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 1706-1710 м, т.е. высотой Н=4 м.

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

Перед спуском инструмента 6 в обсадную колонну 1 скважины производят его сборку на устье скважины в следующей последовательности снизу-вверх: универсальное вырезающее устройство (УВУ) 7, колонна утяжеленных бурильных труб (УБТ) 8, колонна бурильных труб 9. В качестве универсального вырезающего устройства 7 применяют устройство, изготовленное в ОПО «Карпатнефтемаш» (г.Калуш Ивано-Франковской области, Россия). УВУ 7 снабжено раздвижными резцами, выдвигающимися за счет перепада давления промывочной жидкости, прокачиваемой через него и вращающуюся бурильную колонну 9.

Длину колонны УБТ 8 принимают 40-50 м (определяют опытным путем), например 42 м, и устанавливают непосредственно над УВУ 7, чтобы эффективно создавать нагрузку и вращающий момент на УВУ 7 при вращении инструмента 6 с устья скважины механическим ротором (на фиг.1, 2 и 3 не показано). Далее спускают инструмент 6 (см. фиг.2) в обсадную колонну 1 скважины так, чтобы резцы 10 УВУ 7 находились напротив верхнего интервала (1706 м) дефектного (вырезаемого) участка 5 обсадной колонны 1.

В качестве механического ротора применяют, например, ротор с цепным приводом марки РУ 80x400, выпускаемый ООО «Идель-Нефтемаш» (г.Ишимбай, Республика Башкортостан, Россия).

Для осуществления способа используют два насосных агрегата марки ЦА-320. На устье скважины производят обвязку верхнего конца колонны бурильных труб 9 с двумя насосными агрегатами (на фиг.1, 2 и 3 не показано).

Далее с устья скважины с помощью механического ротора производят вращение инструмента 6 (см. фиг.2) со скоростью вращения 70 об/мин. Одновременно производят закачку технологической жидкости, например пресной воды плотностью 1000 кг/м3, в колонну бурильных труб 9 с помощью одного насосного агрегата при давлении жидкости 3,0 МПа. Отрабатывают в течение 10 мин. Не снижая скорости вращения инструмента по истечении 10 мин работы насосного агрегата, ступенчато увеличивают давление жидкости на 1 МПа, отрабатывают еще 10 мин, ступенчато увеличивают давление еще на 1 МПа, и так до достижения давления 6,0 МПа.

Запускают в работу второй насосный агрегат, не снижая скорости вращения инструмента, ступенчато (1,0 МПа/10 мин) увеличивают давление жидкости на 1 МПа каждые 10 мин. Выводят на режим подачи технологической жидкости до достижения давления 9,0 МПа.

Затем вращают инструмент 6 без осевого перемещения со скоростью 70 об/мин при давлении 9,0 МПа и начинают вырезание путем врезания резцов 10 УВУ 7 в обсадную колонну 1 в течение 1 ч, при этом контроль врезки производят по наличию выхода металлической стружки и цементной крошки на устье скважины.

Далее, не снижая параметров работы насосных агрегатов и ротора, 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 1,2 см/ мин, при нагрузке 10 кН - 1,9 см/мин, при нагрузке 20 кН - 2,7 см/мин, при нагрузке 30 кН - 3,2 см/мин, при нагрузке 40 кН - 2,9 см/мин. Таким образом, из условия обеспечения максимальной скорости проходки инструмента является нагрузка 30 кН, при которой проходка составляет 3,2 см/мин.

Производят вырезание обсадной колонны 1 во всем интервале дефектного участка 5 и при достижении нижнего интервала (1710 м) дефектного участка 5 обсадной колонны 1 прекращают вращение инструмента 6.

Приподнимают инструмент 6 на 2,0 м со скоростью 0,1 м/с, производят промывку в объеме скважины, например в объеме 22,4 м3, после промывки останавливают насосные агрегаты и производят подъем инструмента 6 на устье скважины.

Использование двух насосных агрегатов, которые последовательно подключаются в работу в процессе вырезания дефектного участка 5 обсадной колонны 1, позволяет снизить гидравлическое давление на инструмент 6, а использование утяжеленной колонны бурильных труб 8 позволяет эффективно использовать механическую нагрузку на УВУ 7 в процессе его работы. 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 закачкой изолирующего состава 11 (см. фиг.3) от забоя 12 (1720 м) до верхнего интервала (1706 м) дефектного участка 5 обсадной колонны 1.

В качестве изолирующего состава 11 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/м3 при массовом соотношении 2:3 соответственно.

Использование микроцемента обеспечивает проникновение изолирующего состава в тонкие поры и трещины. Изолирующий состав на основе микроцемента обладает высокой подвижностью, а прочность отвердевшей смеси выше прочности цементного камня, получаемого на основе обычного тампонажного цемента, используемого при ремонте скважин, что позволяет создать надежный и прочный экран, препятствующий притоку воды.

Расчетный объем используемого изолирующего состава определяет технологическая служба ремонтного предприятия, исходя из геолого-технических условий скважины.

В предлагаемом способе в отличие от прототипа исключается использование дополнительной колонны-летучки для восстановления герметичности обсадной колонны в скважине, что позволяет снизить стоимость ремонта.

Предлагаемый способ позволяет снизить механические и гидравлические нагрузки на инструмент при удалении дефектного участка обсадной колонны, 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 всей информации по дефектному участку обсадной колонны, удаление дефектного участка спуском инструмента, состоящего из вырезающего устройства на колонне бурильных труб, вращение инструмента с устья скважины механическом ротором, подъем инструмента после удаления дефектного участка обсадной колонны, вымывание породы из дефектного участка обсадной колонны по всей длине и периметру полученного выреза направленным потоком жидкости 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 8 до 11 мм на устье скважины перед спуском инструмента в обсадную колонну скважины производят сборку инструмента в следующей последовательности снизу-вверх: универсальное вырезающее устройство - УВУ, колонна утяжеленных бурильных труб, колонна бурильных труб, затем спускают инструмент в скважину так, чтобы резцы УВУ находились напротив верхнего интервала дефектного участка обсадной колонны, для ремонта обсадной колонны используют два насосных агрегата, производят обвязку верхнего конца колонны бурильных труб с двумя насосными агрегатами, далее с устья скважины с помощью ротора 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, затем запускают в работу второй насосный агрегат, не снижая скорости вращения инструмента, ступенчато увеличивают давление жидкости на 1 МПа до достижения давления 9,0 МПа, выводят два насосных агрегата на режим подачи технологической жидкости, затем без осевого перемещения инструмента со скоростью 70 об/мин при давлении 9,0 МПа производят вырезание дефектного участка обсадной колонны в течение 1 ч, затем, не снижая параметров работы насосных агрегатов и ротора, осевым перемещением инструмента вниз подбирают нагрузку на УВУ, не превышающую 40 кН, и производят вырезание во всем интервале дефектного участка обсадной колонны, при достижении нижнего интервала вырезания дефектного участка обсадной колонны прекращают вращение инструмента и приподнимают инструмент на 2,0 м со скоростью 0,1 м/с, производят промывку в объеме скважины, после чего останавливают насосные агрегаты и производят подъем инструмента на устье скважины, спускают гидромониторную насадку на колонне труб и по периметру этого 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 области добычи нефти или отбора воды, в частности к установке внутренней ремонтной накладки в скважине или трубопроводе с целью обеспечения герметичности.

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.

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.

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 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.
(57) Изобретение относится К области нефтяной промышленности, а именно к восстановлению участков эксплуатационных колонн при коррозии. При осуществлении способа выявляют участки высокого коррозионного износа, заполняют скважину двухкомпонентным рабочим раствором: хлористого железа и хлористого натрия, спускают на кабеле компоновку, включающую железную болванку с центраторами в качестве анода, и нагревающий элемент. Нагревающий элемент располагают на глубине выше анода, рабочий раствор нагревают до температуры 95-100°С, между стенкой эксплуатационной колонны и анодом подают напряжение при обеспечении плотности тока 10-20 А/дм2, ведут плавный подъем компоновки вдоль эксплуатационной колонны с остановками на уровне участков высокого коррозионного износа, на которых осуществляют гальваническое железнение путем покрытия их металлом. Повышение эффективности восстановления коррозионно-изношенных участков колонны. 6 з.п. ф-лы.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено для интенсификации работы скважин с дефектной эксплуатационной колонной. Способ включает тестовую закачку жидкости разрыва и пачки жидкости разрыва с проппантом, корректирование проекта разрыва и проведение основного процесса разрыва. При этом скважину в месте дефектов эксплуатационной колонны оборудуют летучкой без упора на забой, межтрубное пространство между летучкой и эксплуатационной колонной цементируют, перфорируют эксплуатационную колонну в интервале пласта кумулятивной системой с плотностью от 20 до 30 отверстий на погонный метр при диаметре создаваемых отверстий не менее 20 мм, спускают колонну насосно-компрессорных труб диаметром 89 мм с пакером и хвостовиком диаметром 89 мм. Пакер устанавливают в эксплуатационной колонне выше летучки на 8-30 м, низ хвостовика располагают выше кровли пласта на 10-30 м. При проведении гидроразрыва прокачивают компоненты по колонне насосно-компрессорных труб с закачкой песчано-жидкостной смеси при значениях концентрации, не превышающих 500 кг/м3, и с расходом жидкости от 1,8 до 2,6 м3/мин. Технический результат заключается в обеспечении проведения гидроразрыва в скважине с изношенной эксплуатационной колонной. 1 з.п. ф-лы, 1 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено для интенсификации работы скважин. Способ включает тестовую закачку жидкости разрыва и пачки жидкости разрыва с проппантом, корректирование проекта разрыва и проведение основного процесса разрыва. При этом в скважине устанавливают с упором на забой летучку, перекрывающую изношенную часть эксплуатационной колонны, межтрубное пространство между летучкой и эксплуатационной колонной цементируют, интервал продуктивного пласта перфорируют, в скважину спускают колонну насосно-компрессорных труб диаметром 89 мм с пакером. Пакер устанавливают в эксплуатационной колонне выше летучки на 8-30 м. При проведении гидроразрыва прокачивают компоненты по колонне насосно-компрессорных труб и летучке, закачивают объем проппанта, достаточный для качественного проведения гидроразрыва при высоких значениях концентрации песчано-жидкостной смеси и расхода жидкости. Технический результат заключается в обеспечении проведения гидроразрыва в скважине с изношенной эксплуатационной колонной. 1 ил.
Наверх