ТЕМА 13. УСТРАНЕНИЕ ДЕФЕКТОВ В ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ КОЛОННАХ. ИСПРАВЛЕНИЕ СМЯТЫХ УЧАСТКОВ.

К дефектам, которые можно исправить, относят смятие и слом обсадной колонны. Смятие колонны оценивают по изменению внутреннего диаметра колонны. Если смятие по длине равно 1-2 наружным диаметрам обсадной колонны, в результате чего внутренний диаметр сузился до 0,852 номинального значения, то его считают незначительным.

Если смятие по длине равно 3 более наружным диаметрам обсадной колонны, в результате чего внутренний диаметр сузился до 0,8 номинального значения, то его считают значительным.

Места смятий исправляют оправочными долотами, грушевидными и конусными фрезерами. Обычно эти работы проводят инструментом диаметром на 4-5 мм больше минимального диаметра в смятой части, спускаемым до необходимой глубины. Затем с помощью ротора начинают вращать его с частотой 40-80 об/мин. Осевую нагрузку на оправочный инструмент поддерживают согласно следующим данным:

Обработав смятый участок обсадной колонны первым оправочным долотом, инструмент поднимают, заменяют долото на другое диаметром на 5 мм больше предыдущего. По мере расширения места смятия используют несколько долот. Если при это не получают положительных результатов, а место смятия протирается, то его фрезеруют грушевидными или колонными фрезерами, спускаемыми поочередно и поразмерно так, чтобы образовался свободный проход для пропуска шаблона под номинальный диаметр обсадной колонны. Образовавшийся дефект изолируют от возможного проникновения вод и осыпания породы.

Для изоляции сквозных дефектовв обсадных колоннах используют способы замены поврежденной части колонны, тампонирования под давлением или установку труб меньшего диаметра против дефекта.

Замену поврежденной части колонныпроизводят при следующих условиях:

· Дефектные и находящиеся выше них обсадные трубы расположены в незацементированной и неприхваченной части обсадной колонн, не заклиненной посторонними предметами;

· Не извлекаемых на трубах не установлены элементы технологической оснастки обсадных колонн (центраторы, заколонные пакеры).

· Извлекаемые обсадные трубы расположены в обсаженной или не склонной к обвалам части ствола скважины;

· Давление гидроразрыва окружающих горных пород в зоне дефекта колонны составляет менее 50% от давления опрессовки обсадной колонны, что обусловливает неэффективность применения цементирования под давлением;

· По условиям эксплуатации не допускается перекрытие дефекта колонны трубами меньшего диаметра, уменьшающими проходное сечение колонны;

· Грузоподъемность наземных сооружений и механизмов обеспечивает подъем извлекаемой части колонны.

Перекрытие дефекта трубами меньшего диаметра применяют в следующих случаях:

1. колонна имеет несколько дефектов, устранение которых другими методами невозможно или экономически нецелесообразно;

2. тампонирование дефекта не обеспечивает требуемой степени герметичности обсадной колонны;

3. по условия эксплуатации скважины допустимо перекрытие дефекта трубами меньшего диаметра до забоя или интервала перфорации;

4. спуском летучки

5. перекрытием дефекта тонкостенными металлическими пластырями, запрессованными в обсадную колонну (устройство Дорн).

Дополнительную колоннуспускают вовнутрь основной эксплуатационной колонны, устанавливая башмак ее ниже дефекта и выше продуктивного горизонта или на забое. В отдельных случаях с целью экономии обсадных труб спускают летучку, которая перекрывает только интервал дефектов, при этом нижняя и верхняя части эксплуатационной колонны остаются прежними.

Дополнительную колонну спускают в скважину с последующим цементированием или же с установкой пакера. При цементировании обеспечивается надежная изоляция притока чуждых вод. Длину этой колонны выбирают из расчета создания цементного кольца в затрубном пространстве на 30-50 м выше верхнего дефекта в эксплуатационной колонне. На нижний конец летучки, соединяемой с колонной бурильных труб 1 переводником (рис.15) с обратным клапаном, навинчивают башмак с фаской, а верхний оборудуют специальной направляющей воронкой 8, которая имеет в верхней части левую резьбу. Переводник состоит из корпуса 2 и муфты 6 с левой резьбой. Внутри муфты установлены шариковый клапан 4 с пружиной 3 и тарельчатый клапан 7. Каналы 5 соединяют клапан 4 с затрубным пространством.

Рис.15 Переводник с обратным клапаном для спуска летучки

1 – бурильные трубы; 2 – корпус переводника; 3 – пружина; 4 – шариковый клапан; 5 – каналы; 6 – муфта с левой резьбой; 7 – тарельчатый клапан; 8 – воронка.

После установки песчаной или глинопесчаной пробки выше отверстий фильтра и шаблонирования эксплуатационной колонны, на бурильных трубах спускают летучку и цементируют ее. Закачав расчетный объем цементного раствора и продавочной жидкости, обратной промывкой вымывают излишки цементного раствора через шариковый клапан переводника. Близкое расположение каналов к воронке обеспечивает полное удаление излишков цементного раствора из кольцевого пространства выше воронки, благодаря чему исключается прихват переводника и бурильных труб цементом.

По окончании ОЗЦ, отвинчивают колонну бурильных труб, поднимают ее из скважины, электротермометром определяют высоту подъема цемента за летучкой и проверяют ее на герметичность. Затем разбуривают оставшуюся цементную пробку и промывают скважину до забоя. На этом ремонт скважины заканчивается.

Дополнительные обсадные колонны можно спускать с пакерами различной конструкции. Наиболее целесообразно применением механического и гидравлического действия, предназначенных для разобщения пластов при раздельной эксплуатации нескольких пластов одной скважиной.

Дополнительную колонну с пакером без опоры на забой спускают следующим образом. В интервале существующего фильтра насыпают песчаную пробку высотой на 5-10 м выше верхних отверстий фильтра. В скважину спускают шаблон, а затем если последний беспрепятственно проходит по всему стволу до насыпной пробки, - дополнительную колонну с пакером. Затем воду в стволе скважины заменяют буровым раствором.

При использовании пакера механического действия резиновые элементы уплотняются под действием массы дополнительной колонны. В случае применения пакера гидравлического действия в результате закачки жидкости в трубы освобождаются чашеобразные резиновые манжеты от предохранительных кожухов. Верхнюю часть колонны закрепляют на устье скважины. Испытывают пакер и дополнительную колонну на герметичность. В этих целях в затрубное пространство в зависимости от диаметра деформированной колонны нагнетают буровой раствор под давлением 4-8 МПа. Если перелива раствора из труб дополнительной колонны не наблюдается, то это означает что пакер уплотнен, а дополнительная колонна герметична. Тогда в скважину спускают трубы и промывают ее до забоя.

При наличии на устье скважины колонной головки пьедестальный патрубок эксплуатационной колонны заменяют патрубком с заглушкой. Если же эксплуатационная колонна закреплена на хомуте, то ее верхнюю муфту ввинчивают заглушку, снимают колонну с хомута и осторожно разгружают. На устье устанавливают торцовый фрезер длиной 0,3-0,5 м с зубьями высотой 22-25 мм, нарезанный на торцовой части и армированными твердым сплавом. Наружный диаметр фрезера должен быть на 10-12 мм больше диаметра муфты дополнительной колонны, а внутренний – на 8-10 мм меньше внутреннего диаметра этой колонны.

К верхнему концу обсадной колонны через специальный переводник присоединяют вертлюг, пропускают колонну в отверстие стол ротора и фрезером накрывают верхний конец эксплуатационной колонны. Вращая обсадную трубу с фрезером при одновременной промывке скважины буровым раствором, обуривают эксплуатационную колонну на длину первой обсадной трубы. Затем наращивают очередную обсадную трубу и продолжают обуривание до тех пор, пока дополнительная колонна не окажется на необходимой глубине. Из верхней муфты дополнительной колонны отвинчивают специальный переводник с вертлюгом, устанавливают устьевую головку и цементируют колонну.

После закачки цементного раствора снимают устьевую головку и монтируют колонную головку. В этих целях в дополнительную и эксплуатационную колонны ввинчивают патрубки с фланцами и пьедесталом. Дополнительную колонну устанавливают на фланец технической колонны, а эксплуатационную – на пьедестал дополнительной колонны. После монтажа колонной головки скважину оставляют на ОЗЦ.

После окончания ОЗЦ дополнительную колонну обвязывают с устьем, а эксплуатационную сажают на хомут и из верхней трубы вывинчивают подъемный патрубок.

По окончании работ по цементированию дополнительной колонны шаблоном проверяют проходимость эксплуатационной колонны, после чего испытывают ее на герметичность.

Перекрытие дефекта колонны тонкостенным металлическим пластырем (Дорн) возможно после получения достоверной информации о местоположении, протяженности и конфигурации колонны, очистки ее внутренней поверхности от заусениц, цементной корки и продуктов коррозии.

Устройство Дорн предназначено для установки тонкостенных металлических пластырей в местах нарушения герметичности эксплуатационных колонн в нефтяных, газовых и нагнетательных скважинах диаметром 146 и 168 мм, образовавшихся в результате трещин, коррозии, износа, перфорации, нарушений резьбовых соединений, селективной изоляции пластов в зоне перфорации.

Существует 2 типа устройств: 1) без опоры на обсадную колонну (рис.16), применяемое в случаях, когда дефект находится менее чем на 3 м от забоя; 2) с опорой на обсадную колонну (рис.13) , используемое в случаях, когда дефект находиться на расстоянии не более 0,5 м.

Работа устройств 2 типов основана на расширении продольно гофрированной трубы до плотного контакта с обсадной колонной за счет избыточного давления в полости дорнирующей головки с последующей протяжкой устройства талевой системой. По принципу работы эти устройства отличаются следующим. Надежное сцепление пластыря с ремонтируемой колонной в устройстве 1 типа осуществляется за счет силовых цилиндров, которые обеспечивают заход дорнирующей головки в пластырь в начальный период дорнирующей головки в пластырь (расширения), а в устройстве 2 типа – за счет опоры якорей на колонну, что позволяет удерживать пластырь в начальный период дорнирования.

Эти устройства не рекомендуется применять, когда ремонтируемая колонна сильно повреждена и может быть разорвана опорным якорем.

По окончании работ проверяют качество РИР. При недостаточной степени герметичности колонны тампонируют каналы утечки за пластырь с применением фильтрующихся полимерных тампонажных материалов.

рис.16 Последовательность работ устройства типа Дорн без опоры на колонну:

а) спуск устройства в скважину; б) положение пластыря относительно поврежденного участка колонны; в) положение дорнирующей головки после окончания работы силовых цилиндров, обеспечивающих сцепление пластыря с обсадной колонной; г) процесс дорнирования протягиванием устройства талевой системой; д) подъем устройства на поверхность.