Способ ремонта скважины с дефектным участком со смещением обсадной колонны



Способ ремонта скважины с дефектным участком со смещением обсадной колонны
Способ ремонта скважины с дефектным участком со смещением обсадной колонны
Способ ремонта скважины с дефектным участком со смещением обсадной колонны
Способ ремонта скважины с дефектным участком со смещением обсадной колонны

 


Владельцы патента RU 2515739:

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

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 выправлению смятых и смещенных обсадных колонн в скважине и восстановлению их герметичности.

Известен способ ремонта обсадной колонны в скважине с дефектным участком и внутренним сужением (патент RU №2350735, МПК Е21В 29/10, опубл. 27.03.2009 г., бюл. №9), включающий определение всей информации по дефектному интервалу, спуск и установку дополнительной летучей колонны с фиксацией в дефектном интервале и последующим цементированием, при этом внутреннее сужение выправляют развальцовкой или лорнированием, а дополнительную колонну оснащают толстостенным цилиндрическим фиксатором с верхним упором и наружными каналами для прохождения цемента, фиксирующимся при спуске с подпором изнутри относительно выправленного участка так, что дополнительная летучая колонна перекрывает весь интервал дефектного участка.

Недостатками данного способа являются:

- во-первых, высокая металлоемкость, связанная со спуском в скважину дополнительной летучей колонны;

- во-вторых, сокращение проходного сечения скважины вследствие установки в дефектном интервале дополнительной летучей колонны;

- в-третьих, высокая продолжительность ремонтных работ, связанная с выправлением развальцовкой или лорнированием внутреннего сужения обсадной колонны, с последующим спуском и цементированием в ней дополнительной летучей колонны.

Также известен способ ремонта обсадной колонны в скважине с дефектным участком и внутренним сужением обсадной колонны (патент RU №2347888, МПК Е21В 29/10, опубл. 27.02.2009 г., бюл. №6), включающий определение всей информации по дефектному интервалу, спуск и установку дополнительной летучей колонны с фиксацией напротив дефектного интервала и последующим цементированием, при этом внутреннее сужение обсадной колонны предварительно перед спуском дополнительной летучей колонны вырезают по всей длине фрезерованием, после чего по всей длине и периметру этого выреза направленным потоком жидкости вымывают породу из дефектного интервала до тех пор, пока на устье не перестанет выходить вымываемая порода, перед спуском дополнительную летучую колонну оснащают подпружиненным наружу упором с наружными переточными каналами, который, расширяясь при спуске дополнительной летучей колонны, фиксирует ее относительно верхней кромки выреза обсадной колонны так, что дополнительная летучая колонна перекрывает весь дефектный интервал. Недостатками данного способа являются:

- во-первых, высокая металлоемкость, связанная со спуском в скважину дополнительной летучей колонны;

- во-вторых, сокращение проходного сечения скважины вследствие установки в дефектном интервале дополнительной летучей колонны;

- в-третьих, высокая продолжительность ремонтных работ, связанная с вырезанием обсадной колонны по всей длине дефектного интервала и последующим вымыванием породы по всей длине и периметру полученного выреза направленным потоком жидкости, а затем спуском и цементированием в ней дополнительной летучей колонны.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ ремонта обсадной колонны в скважине с дефектным участком и внутренним сужением обсадной колонны (патент RU №2386779, МПК Е21В 29/10, опубл. 20.04.2010 г., бюл. №11), включающий исследование дефектного участка обсадной колонны, спуск и установку дополнительной летучей колонны с фиксацией напротив дефектного интервала с последующим тампонировнаием, при этом после определения интервала дефектного участка обсадной колонны производят предварительное цементирование внутреннего дефектного участка обсадной колонны по всей длине. После затвердевания цемента выполняют фрезерование дефектного участка, а перед спуском дополнительную летучую колонну выше дефектного участка снабжают наружными центраторами, при этом сверху дополнительную летучую колонну оснащают механическими плашками, фиксирующими дополнительную летучую колонну относительно обсадной колонны так, что она перекрывает весь вырезанный дефектный участок обсадной колонны.

Недостатками данного способа являются:

- во-первых, высокая металлоемкость конструкции скважины, связанная со спуском и цементированием в скважине дополнительной летучей колонны;

- во-вторых, сокращение проходного сечения скважины после ремонта обсадной колонны вследствие установки в дефектном интервале дополнительной летучей колонны, что снижает технологические возможности скважины при ее эксплуатации и последующем ремонте;

- в-третьих, высокая продолжительность и стоимость ремонтных работ, связанная с вырезанием обсадной колонны по всей длине дефектного интервала и последующим вымыванием породы по всей длине и периметру полученного выреза направленным потоком жидкости, а затем спуском и цементированием в ней дополнительной летучей колонны.

Техническими задачами предложения являются повышение эффективности ремонта скважины за счет сохранения проходного сечения обсадной колонны, снижение металлоемкости конструкции скважины и сокращение продолжительности и стоимости ремонта скважины.

Поставленные технические задачи решаются способом ремонта скважины с дефектным участком со смещением обсадной колонны, включающим исследование дефектного участка обсадной колонны, его тампонирование и фрезерование после затвердевания тампонажного состава.

Новым является то, что при исследовании дефектного участка обсадной колонны определяют диаметр d внутреннего сужения в интервале смещения дефектного участка обсадной колонны, после чего 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, затем 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, причем разбуриваемый пакер снизу жестко соединяют с хвостовиком, а манжету на хвостовик устанавливают ниже нижнего центратора, причем хвостовик, верхний и нижний центраторы и манжету выполняют из легкоразбуриваемых материалов, 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 обсадной колонны по заливочной колонне труб через разбуриваемый пакер, при этом в качестве тампонажного состава применяют микроцемент, извлекают заливочную колонну труб, оставляют скважину на ожидание затвердевания микроцемента, а после затвердевания микроцемента в интервал дефектного участка обсадной колонны на технологической колонне спускают винтовой забойный двигатель с фрезой, удаляют разбуриваемый пакер, затвердевший цемент, перфорированный заглушенный снизу под конус хвостовик, верхний и нижний центраторы, манжету из дефектного участка обсадной колонны и восстанавливают внутренний диаметр D обсадной колонны.

На фиг.1, 2, 3, 4 схематично и последовательно показан процесс реализации предлагаемого способа.

Способ ремонта скважины с дефектным участком со смещением обсадной колонны реализуют следующим образом.

Обсадная колонна 1 (фиг.1) имеет дефектный участок 2 со смещением 3. Например, внутренний диаметр D обсадной колонны 1 составляет 150 мм (обсадная колонна наружным диаметром 168 мм с толщиной стенки 9 мм). Производят исследование дефектного участка 2 обсадной колонны 1 со смещением 3. Например, спускают шаблон на трубах (на фиг.1, 2 и 3 не показано) и определяют интервал дефектного участка 2 (фиг.1) обсадной колонны 1 в интервале 1620-1640 м со смещением 3 в интервале 1632 м.

Определяют диаметр d внутреннего сужения в интервале смещения дефектного участка обсадной колонны, например, спуском свинцовой конусной печати марки ПС-К-140 (изготовитель ООО «Биттехника», Россия, г. Пермь). Диаметр d внутреннего сужения в интервале смещения 3 дефектного участка 2 обсадной колонны 1 составляет 125 мм.

После исследования в интервал смещения 3 дефектного участка 2 обсадной колонны 1 на технологической колонне труб 4 (фиг.2) спускают гидромониторную насадку 5 с наружным диаметром dH, меньшим диаметра d внутреннего сужения в интервале смещения 3 дефектного участка 2 (фиг.1) обсадной колонны 1.

Далее по всей длине и периметру интервала смещения 3 (фиг.2) направленным потоком технологической жидкости вымывают породу из скважины до тех пор, пока на устье скважины не перестанет выходить вымываемая порода. В качестве технологической колонны труб 4 используют, например, колонну насосно-компрессорных труб диаметром 73 мм, а в качестве технологической жидкости используют, например, сточную воду плотностью 1180 кг/м3.

Удаление цементной крошки, глинистой корки, породы в интервале смещения 3 (фиг.1 и 2) дефектного участка 2 обсадной колонны 1 с применением гидромониторной насадки 5 позволяет эффективно восстановить герметичность цементного кольца в дефектном участке 2 обсадной колонны 1 после проведения изоляционных работ.

Далее на устье скважины собирают снизу вверх следующую компоновку 6 (фиг.3): перфорированный отверстиями 7 заглушенный снизу под конус хвостовик 8 с верхним 9 и нижним 10 жесткими центраторами и манжетой 11 снаружи, разбуриваемый пакер 12, который снизу жестко соединяют с хвостовиком 8 (фиг.3).

Хвостовик 8 перфорирован отверстиями 7, например, диаметром 5 мм в количестве 20 штук между верхним 9 и нижним 10 центраторами. Отверстия 7 должны обеспечивать переток тампонажного состава при проведении изоляционных работ.

Жесткие центраторы 9 и 10 выполнены с переточными каналами 9' и 10' соответственно.

Длину хвостовика выбирают, например, 4 м. Манжету 11 на хвостовик 8 устанавливают ниже нижнего центратора 10.

Хвостовик 8, верхний 9 и нижний 10 центраторы, манжету 11 выполняют из легкоразбуриваемых материалов. Например, хвостовик 8, верхний 9 и нижний 10 центраторы выполняют из алюминиевого сплава, а манжету 11 - из резинового материала.

В качестве разбуриваемого пакера применяют пробку мостовую заливочную (ПМЗ), выпускаемую ООО «Югсон-Сервис» (г. Тюмень). Например, для обсадной колонны 1 наружным диаметром 168 мм применяют пакер ПМ3-140-35, при этом в нижней части корпуса пакера выполняют резьбу для соединения с перфорированным хвостовиком 8.

Собранную компоновку 6 на заливочной колонне труб 13, например на колонне насосно-компрессорных труб диаметром 73 мм, спускают в интервал дефектного участка 2 обсадной колонны 1, при этом заглушенный снизу под конус хвостовик 8 обеспечивает перемещение компоновки через интервал смещения 3 дефектного участка 2 обсадной колонны 1. Центрируют смещенные части 14' и 14” обсадной колонны 1 так, чтобы верхний 9 и нижний 10 центраторы находились на расстояния h, не превышающем один метр от интервала смещения 3 обсадной колонны 1, т.е. на расстоянии h, равном 1 м. Сажают разбуриваемый пакер 12 и производят тампонирование дефектного участка 2 обсадной колонны 1 по колонне заливочных труб 13 через разбуриваемый пакер 12.

В качестве тампонажного состава 15 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 полученного раствора в тонкие поры и трещины, раствор микроцемента обладает высокой подвижностью, а прочность затвердевшего микроцемента выше прочности цементного камня, получаемого из смеси воды с обычным тампонажным цементом, используемым при ремонте скважин, что позволяет создать надежный и прочный экран, препятствующий притоку воды.

Расчетный объем используемого микроцемента определяет технологическая служба ремонтного предприятия опытным путем.

Затем извлекают заливочную колонну труб 13. Наличие переточных каналов 9' и 10' верхнего 9 и нижнего 10 центраторов соответственно позволяют затампонировать дефектный участок 2 обсадной колонны 1. Оставляют скважину на ожидание затвердевания микроцемента 15, например, на 24 часа.

После затвердевания цемента в интервал дефектного участка 2 (фиг.4) обсадной колонны 1 спускают винтовой забойный двигатель (ВЗД) с фрезой (на фиг.1, 2, 3, 4 не показан) на технологической колонне, например колонне насосно-компрессорных труб диаметром 73 мм.

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

В качестве фрезы применяют, например, твердосплавное лопастное долото марки 4Л-124 РСТ производства ОАО “Азимут” (г. Уфа, Республика Башкортостан, Россия).

Разбуриванием удаляют пакер 12 (фиг.3), затвердевший микроцемент 15, перфорированный заглушенный снизу под конус хвостовик 8, верхний 9 и нижний 10 центраторы, манжету 11 из дефектного участка 2 обсадной колонны 1.

Сокращается продолжительность и стоимость ремонта скважины за счет исключения работ по вырезанию дефектного участка обсадной колонны.

В результате ремонта восстанавливают проходное сечение (внутренний диаметр D) обсадной колонны скважины, т.е. исключают смещение обсадной колонны (фиг.1 и 4).

Предлагаемый способ ремонта скважины с дефектным участком со смещением обсадной колонны позволяет повысить эффективность ремонта скважины за счет сохранения проходного сечения обсадной колонны, снизить металлоемкость конструкции скважины, сократить продолжительность и стоимость ремонта скважины.

Способ ремонта скважины с дефектным участком со смещением обсадной колонны, включающий исследование дефектного участка обсадной колонны, его тампонирование и фрезерование после затвердевания тампонажного состава, отличающийся тем, что при исследовании дефектного участка обсадной колонны определяют диаметр d внутреннего сужения в интервале смещения дефектного участка обсадной колонны, после чего 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, затем 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, причем разбуриваемый пакер снизу жестко соединяют с хвостовиком, а манжету на хвостовик устанавливают ниже нижнего центратора, причем хвостовик, верхний и нижний центраторы и манжету выполняют из легкоразбуриваемых материалов, 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 обсадной колонны по заливочной колонне труб через разбуриваемый пакер, при этом в качестве тампонажного состава применяют микроцемент, извлекают заливочную колонну труб, оставляют скважину на ожидание затвердевания микроцемента, а после затвердевания микроцемента в интервал дефектного участка обсадной колонны на технологической колонне спускают винтовой забойный двигатель с фрезой, удаляют разбуриваемый пакер, затвердевший цемент, перфорированный заглушенный снизу под конус хвостовик, верхний и нижний центраторы, манжету из дефектного участка обсадной колонны и восстанавливают внутренний диаметр D обсадной колонны.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к способам герметизации обсадных труб, применяемых в нефтяной и газовой промышленности. Технический результат - устранение негерметичности обсадных труб с различными повреждениями.

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.

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 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.

Предложение относится к бурению и капитальному ремонту скважин и предназначено, в частности, для расширяемых труб при локальной изоляции зоны осложнения при бурении. Устройство включает втулки, жестко соединенные с верхним и нижним концами труб, с концевыми внутренними фасками и расположенными равномерно по периметру от торцов сквозными надрезами, выполненными с возможностью образования верхнего и нижнего раструбов, отогнутых наружу, после их расширения. Втулки имеют наружный диаметр, который после расширения равен внутреннему диаметру скважины. Концевой участок выполнен утолщенным, с возможностью жесткого соединения со стенками скважины после расширения. Внутренняя фаска имеет длину, равную длине утолщения, и состоит из двух фасок, причем крайняя выполнена под углом, превосходящим в четыре раза угол уклона расширяющего инструмента, а внутренняя - в два раза. Выполнено 7 или 8 надрезов, имеющих длину, равную длине утолщения, а ширину, равную двум толщинам стенки втулки. Расширяются функциональные возможности за счет прохождения любых компоновок через расширяемые трубы, повышается надежность. 3 ил.

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и предназначено для изоляции зон осложнения при бурении и ремонте. Устройство включает профильный перекрыватель, башмак с обратным клапаном и ловильной головкой, расширяющую головку в виде нескольких секций, содержащую снизу замковый механизм, гидродомкрат из соединенных соосно полых поршней со штоками и цилиндров. Якорный узел изготовлен в виде секций из расположенных снаружи соответствующего цилиндра гидродомкрата кожуха, конуса, жестко связанного с кожухом и цилиндром гидродомкрата, плашек с толкателями, взаимодействующими с кольцевым подпружиненным верх от кожуха поршнем, размещенным с возможностью герметичного перекрытия продольных каналов цилиндра и их открытия при перемещении вниз. После спуска перекрывателя в скважину и расширения профильных участков созданием в нем гидравлического давления производят раздачу цилиндрических и калибровку профильных участков с помощью перемещения расширяющей головки под действием веса колонны труб, а на участках, требующих дополнительного усилия, - гидродомкратом. Жесткое соединение штоков гидродомкрата с колонной труб и пуансонами расширяющей головки и жесткая связь якорного узла с кожухом и цилиндром гидродомкрата позволяют суммировать осевую нагрузку от гидродомкрата и веса бурильной колонны. Предварительное выдвижение плашек якоря способствует более прочному закреплению якорного устройства в обсадной колонне. Повышается надежность якорного устройства и эффективность гидродомкрата. 4 ил.
Наверх