Способ ремонта скважины при изоляции заколонных перетоков



Способ ремонта скважины при изоляции заколонных перетоков
Способ ремонта скважины при изоляции заколонных перетоков
Способ ремонта скважины при изоляции заколонных перетоков
Способ ремонта скважины при изоляции заколонных перетоков
Способ ремонта скважины при изоляции заколонных перетоков

Владельцы патента RU 2516670:

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

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 нефтегазодобывающей промышленности, а именно к восстановлению крепления скважин при изоляции заколонных перетоков.

Известен способ ремонта обсадной колонны в скважине с дефектным участком и внутренним сужением обсадной колонны (патент RU №2386779, МПК E21B 29/10, опубл. 20.04.2010 г., бюл. №11), 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 большие механические и гидравлические нагрузки на инструмент, в частности вырезающее устройство, производящее 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 последующим спуском в скважину дополнительной колонны-летучки с механическими плашками и центраторами.

Наиболее близким по технической сущности является способ ремонта обсадной колонны в скважине с дефектным участком и внутренним сужением обсадной колонны (патент RU №2347888, МПК E21B 29/10, опубл. 27.02.2009 г., бюл. №6), 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 большие механические нагрузки на инструмент, в частности вырезающее устройство, производящее 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-подьемные операции по замене изношенного вырезающего устройства. Все это приводит к увеличению продолжительности работ по фрезерованию дефектного участка обсадной колонны;

- в-третьих, высокая стоимость ремонта крепи скважины при изоляции заколонных перетоков, что связано со спуском в скважину дополнительной колонны-летучки и ее цементированием по всей длине;

- в-четвертых, реактивный момент, возникающий при работе ВЗД, передается на колонну труб и приводит к их обратному вращению, которое 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 ресурс их работы;

- в-пятых, после вырезания дефектного участка обсадной колонны по всей длине и периметру этого выреза направленным потоком жидкости вымывают породу из дефектного участка обсадной колонны, для чего необходимо проведение дополнительных спуско-подъемных операций с применением гидромониторной насадки, что увеличивает стоимость ремонтных работ по восстановлению герметичности обсадной колонны.

Технической задачей предложения является повышение эффективности ремонта скважины при изоляции заколонных перетоков за счет снижения механических нагрузок на инструмент, исключения повреждения обсадной колонны, сокращения продолжительности работ по удалению дефектной части обсадной колонны, повышение надежности работы режущего инструмента, а также снижение стоимости ремонтных работ по изоляции заколонных перетоков за счет совмещения технологических операций.

Поставленная техническая задача решается способом ремонта скважины при изоляции заколонных перетоков, включающим определение информации по дефектному участку обсадной колонны скважины, 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 наличии зумпфа не менее 5 м производят сборку инструмента в следующей последовательности снизу вверх: вырезающее устройство, снабженное выдвижными резцами, гидромониторная насадка, колонна утяжеленных бурильных труб, колонна бурильных труб, затем спускают инструмент в скважину так, чтобы резцы вырезающего устройства находились напротив верхнего интервала дефектного участка обсадной колонны, производят обвязку верхнего конца колонны бурильных труб с насосным агрегатом через блок силового вертлюга, далее запускают в работу насосный агрегат и блок силового вертлюга, насосным агрегатом производят закачку технологической жидкости в колонну бурильных труб при давлении 9,0 МПа, а блоком силового вертлюга производят вращение инструмента со скоростью 70 об/мин без осевого перемещения и врезание выдвижными резцами вырезающего устройства в верхний интервал дефектного участка обсадной колонны, затем, не снижая параметров работы насосного агрегата и блока силового вертлюга, осевым перемещением инструмента вниз подбирают нагрузку на вырезающее устройство, не превышающую 40 кН, производят вырезание обсадной колонны во всем интервале дефектного участка, при достижении нижнего интервала дефектного участка обсадной колонны прекращают вращение инструмента, доспускают гидромониторную насадку до верхнего интервала дефектного участка обсадной колонны, сбрасывают в колонну труб шар, создают избыточное давление в инструменте, затем осевым перемещением инструмента со скоростью 15 см/мин с одновременным вращением инструмента со скоростью 20 об/мин направленным потоком жидкости через гидромониторную насадку по всему периметру вырезанного дефектного участка вымывают породу из дефектного участка обсадной колонны до тех пор, пока на устье не перестанет выходить вымываемая порода, после чего производят обратную промывку скважины, затем в скважину спускают колонну заливочных труб и изолируют скважину изолирующим составом от забоя до верхнего интервала дефектного участка обсадной колонны, причем в качестве изолирующего состава применяют микроцемент.

Предлагаемый способ реализуют для восстановления крепи скважины при изоляции заколонных перетоков и наличии зумпфа не менее 5 м, что обеспечивает исключение прихвата колонны труб в процессе промывки вырезанного дефектного участка обсадной колонны в процессе оседания шлама на забой скважины.

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

Предлагаемый способ реализуют следующим образом.

Определяют информацию по дефектному участку обсадной колонны скважины 1 (фиг.1), например обсадной колонны типоразмера 168×9 мм. Производят геофизические исследования с помощью геофизического прибора (на фиг.1, 2 и 3 не показан). 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 основе геофизических исследований определяют расположение продуктивного пласта 2 (фиг.1). 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 скважины 1 по причине разрушения цементного камня (на фиг.1 и 2 не показан) вызывает заколонный переток 4 подошвенной воды снизу вверх в продуктивный пласт 2. Забой находится на глубине 1722 м.

Таким образом, зумпф составляет 7 м, этого достаточно для осуществления предлагаемого способа. Для исключения заколонного перетока 4 и восстановления герметичности скважины 1 необходимо удалить дефектный участок 5 (фиг.2) обсадной колонны 1, имеющий разрушенный цементный камень за скважиной 1 в интервале 1706-1710 м (Н=4 м).

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

Перед спуском инструмента 6 в скважину 1 производят его сборку на устье скважины в следующей последовательности снизу вверх: вырезающее устройство 7, снабженное выдвижными резцами 7′, гидромониторная насадка 8, представляющая собой, например, корпус с тремя отверстиями 8′ диаметром 3 мм, расположенными по периметру корпуса под углом 120° относительно друг друга, колонна утяжеленных бурильных труб (УБТ) 9, колонна бурильных труб 10. В качестве вырезающего устройства 7 применяют устройство, изготовленное в ОПО «Карпатнефтемаш» (г. Калуш Ивано-Франковской области, Украина). Выдвижные резцы 7′ вырезающего устройства 7 приводятся в действие за счет перепада давления промывочной жидкости, прокачиваемой через него и вращающуюся УБТ 9.

Длину колонны УБТ 9 принимают 40-50 м с расчетом создания необходимой нагрузки на вырезающее устройство 7, например 42 м, и устанавливают непосредственно над вырезающим устройством 7, чтобы эффективно создавать нагрузку и вращающий момент на вырезающее устройство 7 при вращении инструмента 6 с устья скважины блоком силового вертлюга (на фиг.1, 2 и 3 не показан). Далее спускают инструмент 6 (фиг.2) в скважину 1 так, чтобы выдвижные резцы 7' вырезающего устройства 7 находились напротив верхнего интервала (1706 м) дефектного (вырезаемого) участка 5 скважины 1. Блок силового вертлюга совмещает функции механического ротора и вертлюга промывочного.

На устье скважины производят обвязку верхнего конца колонны бурильных труб 10 с насосным агрегатом (например марки ЦА-320) через блок силового вертлюга (на фиг.1, 2 и 3 не показан).

Далее запускают в работу насосный агрегат и блок силового вертлюга. Насосным агрегатом производят закачку технологической жидкости, например пресной воды плотностью 1000 кг/м3, в колонну бурильных труб при давлении 9,0 МПа, а блоком силового вертлюга производят вращение инструмента со скоростью 70 об/мин без осевого перемещения и производят врезание выдвижными резцами 7′ вырезающего устройства 7 (фиг.2) в верхний интервал (1706 м) дефектного участка обсадной колонны.

При этом контроль врезки производят по выходу металлической стружки и цементной крошки на устье скважины.

Далее, не снижая параметров работы насосного агрегата и блока силового вертлюга, осевым перемещением инструмента 6 вниз опытным путем подбирают нагрузку на вырезающее устройство 7. Начинают с нагрузки 0,5 кН и постепенно увеличивают ее с условием обеспечения максимальной скорости проходки инструмента 6 в процессе вырезания дефектного участка 5 обсадной колонны 1, не превышая 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 выбирают нагрузку 30 кН, при которой проходка составляет 3,2 см/мин.

Производят вырезание дефектного участка 5 обсадной колонны в скважине 1 до достижения нижнего интервала (1710 м) дефектного участка 5 скважины 1, после чего вращение инструмента 6 прекращают.

Доспускают гидромониторную насадку 8 до верхнего интервала дефектного участка 5 (1706 м), сбрасывают в колонну бурильных труб 10 шар 11, например металлический шар (фиг.3) диаметром 42 мм, создают избыточное давление в инструменте 6 (фиг.2), например 6,0 МПа. Диаметр металлического шара 11 необходимо подбирать таким образом, чтобы он был на 3-5 мм меньше внутреннего диаметра колонны УБТ 9.

В результате открываются отверстия 8′ гидромониторной насадки 8, при этом полая втулка 12, перекрывающая отверстия 8′ гидромониторной насадки 8, перемещается вниз (фиг.3), а металлический шар 11 герметично отсекает вырезающее устройство 7.

Затем осевым перемещением инструмента 6 со скоростью 15 см/мин с устья скважины и одновременным вращением инструмента 6 со скоростью 20 об/мин с помощью механического ротора направленным потоком жидкости через отверстия 8′ гидромониторной насадки 8 по всему периметру вырезанного дефектного участка 5 вымывают породу из дефектного участка 5 скважины 1 до тех пор, пока на устье не перестанет выходить вымываемая порода.

Далее производят обратную промывку скважины 1 технологической жидкостью, например сточной водой плотностью 1180 кг/м3, в полуторакратном объеме скважины, например в объеме 33,6 м3, после промывки останавливают насосный агрегат и производят подъем инструмента 6 на устье скважины.

Затем спускают колонну заливочных труб (на фиг.1, 2 и 3, 4 не показана) и изолируют скважину закачкой изолирующего состава 13 (фиг.4) от забоя (1722 м) до верхнего интервала (1706 м) дефектного участка 5 скважины 1. В качестве изолирующего состава 13 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 превышает прочность 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 совмещение технологических операций по вырезанию дефектного участка обсадной колонны и гидромониторной обработке вырезанного участка от шлама, цементной крошки, металлической стружки приводит к снижению стоимости ремонтных работ по восстановлению герметичности обсадной колонны в скважине.

Предлагаемый способ позволяет повысить эффективность ремонта скважин за счет снижения механических нагрузок на инструмент при удалении дефектного участка обсадной колонны, а также сократить продолжительность работ по удалению дефектного участка обсадной колонны.

Способ ремонта скважины при изоляции заколонных перетоков, 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 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, отличающийся тем, что при наличии зумпфа не менее 5 м производят сборку инструмента в следующей последовательности снизу вверх: вырезающее устройство, снабженное выдвижными резцами, гидромониторная насадка, колонна утяжеленных бурильных труб, колонна бурильных труб, затем спускают инструмент в скважину так, чтобы резцы вырезающего устройства находились напротив верхнего интервала дефектного участка обсадной колонны, производят обвязку верхнего конца колонны бурильных труб с насосным агрегатом через блок силового вертлюга, далее запускают в работу насосный агрегат и блок силового вертлюга, насосным агрегатом производят закачку технологической жидкости в колонну бурильных труб при давлении 9,0 МПа, а блоком силового вертлюга производят вращение инструмента со скоростью 70 об/мин без осевого перемещения и врезание выдвижными резцами вырезающего устройства в верхний интервал дефектного участка обсадной колонны, затем, не снижая параметров работы насосного агрегата и блока силового вертлюга, осевым перемещением инструмента вниз подбирают нагрузку на вырезающее устройство, не превышающую 40 кН, производят вырезание обсадной колонны во всем интервале дефектного участка, при достижении нижнего интервала дефектного участка обсадной колонны прекращают вращение инструмента, доспускают гидромониторную насадку до верхнего интервала дефектного участка обсадной колонны, сбрасывают в колонну труб шар, создают избыточное давление в инструменте, затем осевым перемещением инструмента со скоростью 15 см/мин с одновременным вращением инструмента со скоростью 20 об/мин направленным потоком жидкости через гидромониторную насадку по всему периметру вырезанного дефектного участка вымывают породу из дефектного участка обсадной колонны до тех пор, пока на устье не перестанет выходить вымываемая порода, после чего производят обратную промывку скважины, затем в скважину спускают колонну заливочных труб и изолируют скважину изолирующим составом от забоя до верхнего интервала дефектного участка обсадной колонны, причем в качестве изолирующего состава применяют микроцемент.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к выправлению смятых и смещенных обсадных колонн в скважине и восстановлению их герметичности.

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 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.

Изобретение предназначено для изоляции зон осложнения при бурении скважин при нарушении их герметичности. Устройство включает профильный перекрыватель, башмак с обратным клапаном, расширяющую головку из нескольких секций, якорный узел, гидродомкрат, состоящий из поршня с полым штоком и цилиндра. После спуска перекрывателя в скважину и расширения его гидравлическим давлением производят раздачу цилиндрических и калибровку профильных участков с помощью продольного перемещения расширяющей головки в виде пуансонов под действием веса колонны труб, а на участках, требующих дополнительного усилия, - гидродомкратом. При этом сила сопротивления, препятствующая выталкиванию колонны труб при работе гидродомкрата, обеспечивается гидравлическим якорем. Для эффективной работы гидродомкрата совместно с якорем в устройстве используется предварительно настраиваемый гидравлический клапан, включающий в работу гидродомкрат и якорь при раздаче цилиндрических участков перекрывателя в случаях, когда для этого не хватает усилия от веса колонны бурильных труб. Клапан включает седло, расположенное снаружи штока и поджимаемое к нему пружиной с регулируемым усилием клапана. Полый шток оснащен дополнительным клапаном, пропускающим снаружи внутрь. Повышается надежность и эффективность работы гидродомкрата и якорного устройства. 1 з.п. ф-лы, 8 ил.
© Патентный поиск, поиск патентов на изобретения - FindPatent.RU 2012-2024
Политика конфиденциальности 2014-05-20 2014-05-19T14:30:10
Наверх