Пластыри для ремонта колонн

Установка стальных пластырей

Пластырь из тонкостенной трубы ст. 10 с толщиной стенки 3 мм позволяет обеспечить герметичность эксплуатационной обсадной колонны при избыточном внутреннем давлении до 20 МПа и депрессии до 7-8 МПа

Пластырь из тонкостенной трубы ст. 10 с толщиной стенки 3 мм позволяет обеспечить герметичность эксплуатационной обсадной колонны при избыточном внутреннем давлении до 20 МПа и депрессии до 7-8 МПа.

Стандартная длина пластыря 9 м.

Может быть применен пластырь длиной до 15 м, сваренный на производственной базе, а также секционный сварной пластырь большей длины, свариваемый над устьем скважины.

Работы по установке пластыря выполняются в следующей последовательности:

• при необходимости доставляют на скважину комплект НКТ или бурильных труб грузоподъемностью на 250 кН выше усилия, создаваемого весом колонны труб, спущенных до ремонтируемого интервала;
• производят гидроиспытание труб на избыточное давление не менее 15 МПа с одновременным шаблонированием их шаблоном диаметром не менее 36 мм;

• определяют глубину, размеры и характер нарушения обсадной колонны: 1) геофизическими методами — интервал нарушения; 2) боковой гидравлической печатью ПГ-2 (ТУ 39-1106-86) уточняют размеры и определяют характер нарушения;

• очищают внутреннюю поверхность обсадной колонны в интервале ремонта от загрязнений гидравлическим скребком типа СГМ-1 (ТУ 39-1105-86);

производят шаблонирование обсадной колонны: 1) в колонне диаметром 146 мм используют шаблон диаметром 121 мм и длиной 400 мм; 2) в колонне диаметром 168 мм используют шаблон диаметром 140 мм и длиной 400 мм; 3) для шаблонирования участка колонны, расположенного ниже ранее установленного пластыря, муфты МСУ или другого сужения ствола скважины, может быть использован гидромеханический шаблон ШГ-1 соответствующего диаметра;

сборку и подготовку устройства для запрессовки пластыря («Дорн») и продольно гофрированных труб производят на базе производственного обслуживания;

транспортирование «Дорна» производят в собранном виде. Запрещается сбрасывать дорны и пластыри при их разгрузке с автомашины;

«Дорн» должен быть оборудован клапанами для долива и слива жидкости;

при работе на загрязненных жидкостях целесообразно над «Дорном» устанавливать пескосборник;

длина пластыря выбирается, исходя из размеров поврежденного участка обсадной колонны. Длина пластыря должна быть не менее чем на 3 м больше длины повреждения. В большинстве случаев используются пластыри стандартной длины (9 м), при необходимости — удлиненные сварные;

наружный периметр продольно-гофрированных заготовок пластыря выбирают, исходя из результатов замеров внутреннего периметра обсадной колонны и толщины стенки ее в интервале ремонта;

на производственной базе и перед спуском в скважину на наружную поверхность продольногофрированных заготовок пластыря наносится слой герметика.

Источник

Ремонт колонн

Технология и оборудование для ремонта колонн

Технология герметизации протяжённых участков эксплуатационной колонны.

Применение

Технология предназначена для герметизации протяжённых участков эксплуатационной колонны.

Устройство и принцип действия

Технология основана на отделении герметизируемого интервала эксплуатационной колонны от полости скважины с помощъю дополнительной колонны и одного или двух пакеров-гильз.

Внедрение

Технология применена в 62 скважинах. Все двухпакерные компоновки могут быть укомплектованы дополнительным оборудованием (например клапанами отсекателями и перепускными газовыми, муфтами разъединительными гидравлическими, разъединителем колонны и др) в зависимости от тех задач, которые необходимо решить Заказчику в данный момент и в будущем.

Скребок для очистки ЭК

Применение

Предназначен для очистки внутренней поверхности ЭК от глинистой, цементной корок, парафиновых отложений, коррозионной окалины, металлических заусенцев, наплывов, следов перфорации и т.п.

Устройство и принцип действия

Скребок содержит корпус, в поперечных окнах которого установлены поршни, взаимодействующие с ножами, установленными в проточках корпуса. Под действием давления жидкости поршни выдвигаются и прижимают ножи к стенкам ЭК при одновременной промывке через нижнее отверстие.

Преимущества

Простота , надежность, легко заменяются ножи, хорошее качество очистки.

Металлический пластырь

Применение

Предназначен для отключения пластов и герметизации обсадной колонны в добывающих и нагнетательных скважинах.

Устройство и принцип действия

Пластырь представляет собой стальной патрубок с присоединёнными на концах сужеными наконечниками, на которые надеты резиновые уплотнители. Установка пластыря производится расширением наконечников пуансонами с помощью гидравлического привода. При необходимости пластырь может быть сорван с места и извлечен из скважины специально разработанным для этого инструментом. Пластырь изготавливается для 146 и 168мм обсадных колонн. Имеет проход 110 и 130мм и длину до 16 м. Выдерживает перепад давления от пласта до 15 МПа.

Преимущества

Быстрота и дешевизна работ. Возможность извлечения, широкий проход.

Внедрение

Пластырь внедрен в более чем 600 скважинах.

Оборудование для резки и извлечения металлических пластырей

Применение

Оборудование предназначено для резки извлечения летучки из скважины за одну спускоподъёмную операцию.

Устройство и принцип действия

Резка и извлечение летучки из скважины производится после последовательного срезания режущим элементом резака в продольном направлении верхнего суженного наконечника летучки за счёт разгрузки веса подвески колонны труб на верхний резак и нижнего суженного наконечника снизу верх, за счёт натяжения подвески колонны труб подъёмным агрегатом.

Состоит из:

1 – резак верхний, 2 – резак нижний, 3 – ловитель, 4 – эксцентрик, 5 – шток, 6 – тяга (НКТ 60 ), 7 – муфта с левой резьбой, 8 – НКТ

Забойный домкрат

Применение

Забойный домкрат предназначен для извлечения из скважины прихваченных предметов, когда усилий подъемного агрегата для этого не достаточно.

Устройство и принцип действия

Принцип действия домкрата гидравлический. Домкрат с гидравлическим якорем спускают на колонне НКТ или бурильных труб и соединяют с помощью ловителя с прихваченным предметом. Затем закачкой под давлением жидкости в колонну труб приводят в действие якорь и домкрат. В случае, если прихваченный предмет находится не глубоко, можно использовать домкрат без якоря. Забойный домкрат развивает усилие на выходной штанге до 70 т и имеет длину рабочего хода 1 м.

Преимущества

Простота и надежность конструкции, безопасность работ, большое усилие.

Внедрение

Использован более чем в 350 скважинах

Устройство для отворота эксплуатационной колонны

Применение

Устройство предназначено для отворота обсадной колонны в скважине.

Устройство и принцип действия

Работа устройства основана на преобразовании поступательного движения труб во вращение с помощью винта с большим шагом. При этом вращающий момент передаётся на обсадную колонну через гидравлические якоря.

Преимущества

Отворот точно в заданном соединении. Работа производится на насосно-компрессорных трубах без применения вращения сверху.

Источник

Большая Энциклопедия Нефти и Газа

Металлический пластырь

Металлический пластырь в комплекте с устройством ДОРН опускают на трубах в колонну к месту повреждения. [2]

Металлические пластыри для ремонта обсадных колонн первоначально широко использовались в производственных условиях. [3]

Применение продольно-гофрированного металлического пластыря с цилиндрическими концевыми участками длиной 1 5 — 2 м ( рис. 5.4, а) и размещение в них уплотнительных элементов обеспечивают надежную герметизацию внутренней полости пластыря при расширении его гидравлическим давлением, а равный габаритный диаметр концевых и средней частей пластыря обеспечивает на всей его длине заданный зазор при спуске в обсадную колонну. [4]

В процессе установки металлических пластырей на негерметичный дефект обсадных колонн возникают осложнения и аварии, для предотвращения и ликвидации которых необходимо знать виды, причины появления и пути их преодоления. [5]

Отключение верхнего пласта металлическим пластырем проводится путем расширения гофрированной металлической трубы до плотного контакта с внутренней поверхностью эксплуатационной колонны. [6]

При проведении промышленных испытаний гофрированный тонкостенный металлический пластырь при восстановлении гер -: метичности обсадных колонн был установлен в 15 скважинах, из которых в девяти скважинах ремонт прошел с положительным результатом. [7]

Для обеспечения герметичности соединения металлического пластыря с колонной, наружную поверхность гофрированной трубы покрывают герметизирующим составом. [8]

С помощью этого устройства металлическим пластырем могут быть перекрыты негерметичные резьбовые соединения, а также обводненные участки продуктивного пласта в перфорированной части эксплуатационной колонны. [9]

В месте нарушения был установлен металлический пластырь с помощью дорнирующего устройства Д168 — 1, колонна он — рессована давлением 8 0 МПа, падения давления не наблюда — лось. [10]

Эффективность ремонта негерметичных обсадных колонн методом установки металлического пластыря на дефект зависит от качества обследования скважины с целью выявления дефекта, его местонахождения, формы и размера. [11]

Технология ремонта негерметичной обсадной колонны заключается в спуске гофрированного металлического пластыря в скважину на дефект и расширения его до сопряжения с внутренней поверхностью обсадной колонны с помощью дорна. [12]

Для исправления негерметичности обсадной колонны используются тампонирующие составы и металлические пластыри . [13]

Технология РВР по устранению негерметичности эксплуатационной колонны путем установки металлического пластыря в основном аналогична работам по отключению верхних пластов. Единственное отличие заключается в том, что в интервалах установки пластыря за эксплуатационной колонной чаще всего отсутствует цементное кольцо. Поэтому желательно негерметичность эксплуатационной колонны вначале использовать в качестве спецотверстий для наращивания цементного кольца. [14]

К техническим средствам отключения верхних пластов относятся: установка пакеров, металлического пластыря и спуск летучки. [15]

Источник

Установка стальных пластырей

Пластырь из тонкостенной трубы ст10 с толщиной стенки 3 мм позволяет обеспечить герме­тичность эксплуатационной обсадной колонны при из­быточном внутреннем давлении до 20 МПа и депрес­сии до 7-8 МПа. Стандартная длина пластыря 9 м. Может быть применен пластырь длиной до 15м, сва­ренный на производственной базе, а также секцион­ный сварной пластырь большей длины, свариваемый над устьем скважины.

Предусматри­вается следующая последовательность операций:

· После глушения скважины поднимают НКТ и другое скважинное оборудование.

· Устанавливают в обсадной колонне на 50-100 м выше интервала перфорации цементный мост.

· При необходимости доставляют на сква­жину комплект НКТ или бурильных труб грузоподъ­емностью на 250 кН выше усилия, создаваемого ве­сом колонны труб, спущенных до ремонтируемого интервала.

· Производят гидроиспытания труб на из­быточное давление не менее 15 МПа с одновремен­ным шаблонированием их шаром диаметром не менее 36 мм.

· Определяют глубину, размеры и характер нарушения обсадной колонны:

· геофизическими методами — интервал наруше­ния;

· поинтервальным гидроиспытанием с приме­нением пакера — размеры нарушения с точностью ±1 м;

· боковой гидравлической печатью ПГ-2 (ТУ 39-1106-86) уточняют размеры и определяют характер нарушения.

· Очищают внутреннюю поверхность обсад­ной колонны в интервале ремонта от загрязнений гид­равлическим скребком типа СГМ

· Производят шаблонирование обсадной ко­лонны:

· в колонне диаметром 146 мм используют шаб­лон диаметром 121 мм и длиной 400 мм;

· в колонне диаметром 168 мм используют шаб­лон диаметром 140 мм и длиной 400 мм;

· для шаблонирования участка колонны, распо­ложенного ниже ранее установленного пластыря, муф­ты МСУ или другого сужения ствола скважины, мо­жет быть использован гидромеханический шаблон ШГ-1 соответствующего диаметра.

· Замеряют внутренний периметр обсадных труб в интервале установки пластыря с помощью из­мерителей периметра ИП-1, опускаемых на НКТ или бурильных трубах.

Сборку и подготовку устройства для зап­рессовки пластыря (дорна) и продольно-гофрированных труб производят на базе производственного об­служивания.

Дорны и многолучевой продольно-гофрированный пластырь типа ПМ для ремонта эксплуа­тационных обсадных колонн должны соответствовать требованиям ТУ 39-01-08-466-79.

Транспортирование дорна производят в собранном виде. Запрещается сбрасывать дорны и пла­стыри при их разгрузке с автомашины.

Дорн должен быть оборудован клапанами для долива и слива жидкости.

При работе на загрязненных жидкостях целесообразно над дорном устанавливать пескосборник.

Длина пластыря выбирается исходя из размеров поврежденного участка обсадной колонны. Длина пластыря должна быть не менее чем на 3 м боль­ше длины повреждения. В большинстве случаев исполь­зуются пластыри стандартной длины (9 м), при необ­ходимости — удлиненные сварные.

Наружный периметр продольно-гофрированных заготовок пластыря выбирают, исходя из ре­зультатов замеров внутреннего периметра обсадной ко­лонны и толщины стенки ее в интервале ремонта.

На производственной базе и перед спус­ком в скважину на наружную поверхность продольно-гофрированных заготовок пластыря наносится слой герметика.

Технология установки стального пласты­ря в обсадной колонне в общем, виде следующая:

· на устье скважины собирают дорн с продольно-гофрированной трубой;

· дорн с заготовкой пластыря спускают на НКТ или бурильных трубах и устанавливают в интервале нарушения обсадной колонны;

· соединяют нагнетательную линию со спущен­ной колонной труб, с помощью насоса цементировочного агрегата создают давление и производят зап­рессовку пластыря;

· приглаживают пластырь дорнирующей головкой при избыточном давлении 12 МПа не менее 4-5 раз;

· не извлекая дорн из скважины, спрессовывают колонну; при необходимости приглаживание повто­ряют;

· поднимают колонну труб с дорном, осваивают и вводят скважину в эксплуатацию по утвержденному плану.

Оценку качества работ производят в со­ответствии с требованиями действующей инструкции.

Крепление слабосцементированных пород в ПЗП

Креплению слабосцементированных пород в призабойной зоне подлежат скважины, эксплуатация которых осложнена выносом песка.

Для борьбы с выносом песка, в зависимости от конкретных геолого-технических условий, приме­няют следующие технические приспособления и ма­териалы:

1) установка фильтров;

· заполнение заколонного пространства гранули­рованными материалами или отсортированным пес­ком;

· термические и термохимические способы;

Крепление призабойной зоны с использо­ванием вяжущих материалов осуществляют методом консолидации пластового песка, заполнением зако­лонного пространства (каверн) растворами, после отверждения, которых образуется проницаемый пласт. При наличии в призабойной зоне скважины каверны (выработки) ее перед креплением заполняют отсор­тированным кварцевым песком.

Выбор и подготовку скважин для ремонта осу­ществляют в соответствии с действующим РД по тех­нологии крепления призабойной зоны.

Подготовительные работы.

· Определяют температуру в зоне тампониро­вания.

· Определяют содержание механических при­месей в продукции.

· Определяют дебит и содержание воды в про­дукции.

· В зависимости от температуры в зоне тампо­нирования выбирают соответствующий материал.

· Устанавливают на скважине емкость с пере­мешивающим устройством для приготовления и на­копления тампонажного раствора, подъемные сред­ства А-50 или Азинмаш-43, цементировочный агре­гат ЦА-320 М.

· Останавливают и глушат скважину.

· Спускают НКТ до забоя и промывают ствол скважины.

· Если в процессе промывки скважины на­блюдается поглощение в интервале продуктивного пласта, то в заколонную выработку (каверну) намы­вают песок до восстановления циркуляции, при обратной промывке удаляют с забоя скважины остатки песка.

· Проверяют скважину на приемистость при закачивании в пласт нефти или пластовой воды. В слу­чае необходимости проводят мероприятия по увели­чению приемистости скважины.

· Подготавливают в емкости с перемешива­ющим устройством тампонажный раствор. Проверяют показатели качества.

Технологический процесс осуществляют в соответствии с действующими РД.

Устанавливают продолжительность эффек­та по содержанию механических примесей в добывае­мой продукции сразу после проведения работ и пери­одически, не менее трех раз в месяц.

Устранение аварий, допущенных в процессе экс­плуатации скважин

Подготовительные работы

· Составляют план ликвидации аварии.

· В пла­не предусматривают меры, предупреждающие возник­новение проявлений и открытых фонтанов, а также меры по охране недр и окружающей среды.

· План ликвидации аварии с учетом возмож­ности возникновения проявлений и открытых фонта­нов согласуют с противофонтанной службой и утвер­ждают главным инженером предприятия.

· Работы по ликвидации аварии в соответствии с утвержденным планом производят под руководством мастера по сложным работам при участии мастера по ремонту скважин.

· Доставляют на скважину, в зависимости от вида аварии, комплекты ловильных инструментов, печатей, специальных долот, фрезеров и т.п. (см. приложение –аварийный инструмент)

· При спуске ловильного инструмента все со­единения бурильных труб должны закрепляться ма­шинными или автоматическими ключами.

· При расхаживании прихваченных НКТ нагруз­ки на трубы и подъемное оборудование не должны превышать допустимый предел прочности. Работы про­изводят по специальному плану.

· Работы по освобождению прихваченного инструмента с применением взрывных устройств (тор­педы, детонирующие шнуры и т.п.) проводят по спе­циальному плану, согласованному с геофизическим предприятием.

· При установке ванн (нефтяной, кислотной, щелочной, водяной) гидростатическое давление стол­ба жидкости в скважине, включая жидкость ванны, не должно превышать пластовое давление. При веро­ятности снижения или снижении гидростатического давления ниже пластового работы по расхаживанию НКТ проводят с герметизированным затрубным про­странством с соблюдением специальных мер безо­пасности.

Извлечение оборванных НКТ из скважины производят при последовательном выполнении сле­дующих операций:

· спускают свинцовую печать и определяют со­стояние оборванного конца трубы;

· в зависимости от характера оборванного участка (разрыв, смятие, вогнутость краев и т.п.) спускают ловильный инструмент соответствующей конструкции для выправления конца трубы.

Извлечение прихваченных цементом труб про­изводят в следующей последовательности.

· Отворачи­вают и поднимают свободные от цемента трубы.

· Обуривают зацементированные трубы трубным или кольцевым фрезером. Длина фрезера с направлением должна быть не менее 10 м.

Фрезерование и отворот труб производят с таким расчетом, чтобы конец оста­ющейся в скважине трубы был отфрезерован. Фрезеро­вание труб должно осуществляться при интенсивной промывке скважины и осевой нагрузке на фрезер не более 10-20 кН.

Вырезание бурильных труб и НКТ диаметром 73 мм производят при помощи наружных труборезов. НКТ диаметром 89 и 115 мм вырезают внутренними труборезами, а обсадные трубы — внутренними тру­борезами с выдвижными резцами гидравлического действия.

Извлечение из скважины отдельных предме­тов осуществляют после предварительного обследова­ния свинцовыми печатями характера и места их на­хождения. В качестве ловильного инструмента приме­няют

Ловильные ра­боты производят с промывкой. Извлекаемые предме­ты предварительно фрезеруют. В случае если предмет не удается извлечь из скважины, его фрезеруют или дробят на мелкие куски, захватывают ловильными ин­струментами и поднимают из скважины.

Извлекают из скважины канат, кабель и про­волоку при помощи

Спускае­мые в скважину ловильные инструменты должны иметь ограничители, диаметр которых не должен превышать диаметра шаблона для размера обсадной колонны.

Решение о прекращении работ по ликвидации аварии принимает техническая служба нефтегазодобывающего предприятия по согласованию с геологи­ческой службой и Госгортехнадзором России. В особо ответственных случаях это решение утверждает руко­водство предприятия.

Перевод на другие горизонты и приобщение пла­стов

· Перевод на другие горизонты и приобщение пластов осуществляют в соответствии с требованиями технологических схем и проектов разработки нефтя­ных месторождений.

· Перед переходом на другие горизонты и при­общением пластов проводят геофизические исследо­вания для оценки нефтеводонасыщенности продук­тивных горизонтов и оценки состояния цементного кольца между ними и соседними водоносными плас­тами.

· Ремонтные работы по переходу на другие го­ризонты включают работы по отключению нижнего перфорированного горизонта и вскрытию перфорацией верхнего продуктивного горизонта или наоборот.

· Для перехода на верхний горизонт, находя­щийся на значительном удалении от нижнего (50—100 м и более), устанавливают цементный мост над нижним горизонтом. При этом может использо­ваться предварительная установка разбуриваемого пакера или цементный раствор с заполнителями.

· Для перехода на нижний горизонт, находя­щийся на значительном удалении от верхнего, прово­дят ремонтные работы по технологии отключения вер­хнего пласта.

· Ремонтные работы по переходу на верхний горизонт, находящийся в непосредственной близости от нижнего, проводят по технологии отключения ниж­них пластов.

· Для отключения нижнего перфорированно­го горизонта применяют методы тампонирования под давлением, установки цементного моста, засыпки пес­ком, а также установки разбуриваемых пакеров само­стоятельно или в сочетании с цементным мостом.

· Метод тампонирования применяют как при герметичном цементном кольце, так и в случае негер­метичности цементного кольца, но при планируемой депрессии на продуктивный горизонт после ремонта более 5 МПа.

· Метод установки цементного моста приме­няют при герметичном цементном кольце и высоком статическом уровне в скважине (при отсутствии по­глощения).

· Метод засыпки песком применяют при гер­метичном цементном кольце, низком статическом уровне в скважине, депрессии на продуктивный го­ризонт после ремонта до 5 МПа и небольшой глубине искусственного забоя (10—20 м ниже отключаемого горизонта).

· Метод установки разбуриваемых пакеров применяют при герметичном цементном кольце, низ­ком статическом уровне, планируемой депрессии на пласт после ремонта до 5 МПа.

· При отключении нижнего горизонта мето­дом тампонирования под давлением используют легкофильтрующиеся в трещины в цементном кольце и поры пласта тампонажные материалы при приемис­тости пласта до 2 м 3 /(ч • МПа) и цементный раствор и его модификации — при приемистости более 2м 3 /(ч . МПа).

· Ремонтные работы по переходу на нижний горизонт, находящийся в непосредственной близости от верхнего эксплуатировавшегося, проводят по тех­нологии отключения верхних пластов.

· Для отключения верхних пластов исполь­зуют методы тампонирования под давлением, уста­новки металлических пластырей и сочетание этих ме­тодов.

· Методы тампонирования под давлением применяют при негерметичном цементном кольце между горизонтами и наличии признаков разрушения или отсутствия цементного кольца в интервале пер­форации отключаемого горизонта.

· Метод установки металлических пласты­рей применяют в условиях герметичного цементного кольца между горизонтами и отсутствия признаков раз­рушения цементного кольца в интервале перфорации отключаемого горизонта.

· Сочетание методов тампонирования под давлением и установки металлических пластырей при­меняют в случаях, когда не удается добиться полной герметичности отключаемого горизонта.

· При отключении верхних горизонтов с це­лью перехода на нижние используют тампонажные материалы в зависимости от геологической характе­ристики пласта.

Источник