1 Методы восстановления герметичности эксплуатационной колонны Студент

1 Методы восстановления герметичности эксплуатационной колонны Студент : группа 60 -22 Шакуров Н. Р. Научный руководитель : Сливченко А. Ф.

2 АКТУАЛЬНОСТЬ § Доворот эксплуатационной колонны § Замена дефектной части эксплуатационной колонны отворотом (отрезанием) § Спуск труб меньшего диаметра с цементированием и без цементирования § Герметизация нарушений с применением пакерующих устройств § Исправление дефектов в колонне при помощи устройства ДОРН § Замена поврежденной части колонны § § Тампонирование Установки расширяемого металлического пластыря (ПМР)

Герметизация резьбовых соединений эксплуатационной колонны методом доворота обсадных труб 3 Метод применять при следующих условиях: • резьбовые соединения расположены в незацементированной и неприхваченной части колонны, не заклиненной посторонними предметами, определяемой вытяжкой колонны или, при необходимости, исследованием прихватоопределителем; • негерметичность резьбовых соединений, как правило, характеризуется отсутствием приемистости (падением давления), что обусловливает неэффективность герметизации резьбовых соединений тампонированием под давлением. • Доворот обсадных труб производить согласно «Сборнику типовых технологических процессов при ремонте скважин в ОАО «Татнефть» .

4 Замена дефектной части эксплуатационной колонны отворотом Замена дефектной части колонны заключается в извлечении обсадных труб отворотом или отрезанием, замене дефектных труб на новые, спуске и соединении заменяемой части с оставшейся в скважине частью колонны. Допускается применение поднятых из скважины труб после проверки резьбы калибром, шаблонирования и опрессовки на мостках. Отворот эксплуатационной колонны может быть произведен: - с использованием устройства для отворота эксплуатационной колонны, - с применением бурового ротора, колонного квадрата и пакера типа ПРО (для контроля отворота эксплуатационной колонны); - с применением машинных ключей, колонного патрубка и пакера типа ПРО; - с применением бурового ротора, спаренного якоря и левых бурильных труб. В скважинах, где нет вероятности нефтегазоводопроявлений, по решению заказчика допускается проведение работ по замене дефектной части без установки отсекающего моста. По согласованию с заказчиком, при необходимости, может быть установлен промежуточный цементный мост ниже интервала отворота колонны.

5 Спуск труб меньшего диаметра • Перекрытие дефекта эксплуатационной колонны трубами меньшего диаметра производится в случаях, если: • замена дефектной части эксплуатационной колонны технически невозможна; • метод тампонирования не обеспечивает необходимой герметичности эксплуатационной колонны; • эксплуатационная колонна имеет более двух дефектов в разных интервалах или дефект, устранение которого тампонированием невозможно или экономически нецелесообразно; • по условиям эксплуатации скважины допускается уменьшение проходного сечения колонны. СУТМ

6 • Герметизация нарушений эксплуатационных колонн с применением пакерующих устройств Герметизация эксплуатационной колонны может быть произведена с использованием пакер-гильз, пакеров типа ПРО-Ш-146 (168), ПРО-Ш-М-146 (168) и других, разработанных научно-производственной фирмой «Пакер» или в мастерских ремонтных предприятий с упором на забой или на летучку, установленную ранее, а также забойных отсекателей ОЗ-146(168). СУТМ

7 Исправление дефектов в колонне при помощи устройства ДОРН Устройство Дорн предназначено для установки металлических пластырей в местах нарушений герметичности экс. колонн в скважинах диаметром 146 и 168 мм, образовавшихся в результате трещин, коррозии, протираний, нарушений резьбовых соединений, селективной изоляции пластов в зоне перфорации. • ВНИИКРнефть разработал устройства: • 1) без опоры на обсадную колонну • 2) с опорой на обсадную колонну • Работа устройств обоих 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 первого типа осуществляется за счет силовых цилиндров, которые обеспечивают заход дорнирующей головки в пластырь в начальный период дорнирования. • Устройство первого типа можно использовать, когда нарушение находится менее чем в трех метрах от забоя, а устройство второго типа, - когда оно находится на расстоянии не более 0, 5 м. Устройство не рекомендуется применять, когда ремонтируемая колонна сильно повреждена и может быть разорвана опорным устройством-якорем.

8 Замена поврежденной части колонны • Поврежденную часть колонны заменяют в том случае, если место дефекта расположено выше башмака технической колонны и уровня цементного кольца в межколонном пространстве. Для этого верхнюю часть экс. колонны на 5 -6 м выше места дефекта обрезают труборезкой и извлекают из скважины. Затем освобождающейся внутренней труболовкой, спущенной на бурильных трубах с левым направлением резьбы, отвинчивают и извлекают поврежденную часть колонны. Оставшуюся в скважине техническую колонну проверяют шаблоном соответствующего диаметра. При нормальном прохождении шаблона спускают новую колонну. При этом нижнюю часть спускаемой колонны оборудуют специальным направлением с козырьком, диаметр которого на 10 -12 мм меньше диаметра технической колонны. Козырек служит для того, чтобы завести и направить колонну при свинчивании. В нижней трубе для направления и центрирования спускаемой части колонны обсадных труб с оставшейся в скважине частью устанавливают конусную пробку, которую после соединения труб разбуривают. После свинчивания колонну проверяют под растягивающей нагрузкой, равной 60 -70% ее массы. Затем определяют герметичность места нового соединения колонны, при необходимости прокачивают цементный раствор в межколонное пространство.

9 Тампонирование под давлением является основным методом герметизации нарушений эксплуатационных колонн. По результатам исследования и с учетом геолого-технических условий скважины определяется способ тампонирования, тип и объем тампонажного материала. Независимо от способа тампонирование состоит из следующих этапов: • - восстановление циркуляции в скважине и, при необходимости, замена скважинной жидкости (при тампонировании по колонне НКТ); • - определение приемистости объекта изоляции (нарушения, спецотверстий, пласта); • - приготовление тампонажного раствора; • - доставка тампонажного раствора к зоне ввода в объект изоляции; • - продавливание раствора в объект изоляции; • - удаление из колонны излишнего тампонажного раствора (при тампонировании по колонне НКТ); • - ожидание затвердевания цемента (тампонажного раствора); • - проверка качества изоляционных работ.

10 Тампонирование Наиболее важным этапом в процессе тампонирования является подготовка к процессу. Процесс должен быть спланирован таким образом, чтобы свести к минимуму все остановки процесса, а все подготовительно-заключительные работы (СПО труб, открытие-закрытие скважины, подъем-спуск колонны НКТ, соединение-отсоединение нагнетательных линий и т. д. ) производить в кратчайшие сроки. Все виды тампонирования необходимо производить согласно плану-расчету, в котором должны быть подробно описаны все этапы тампонирования, по окончании процесса должен быть составлен акт. • План-расчет должен содержать: • - краткую геолого-техническую характеристику скважины; • - цель тампонажа; • - интервал и приемистость объекта изоляции; • - порядок подготовки скважины; • - порядок проведения процесса тампонирования; • - заключительные работы после тампонирования; • - время и условия ОЗЦ.

11 • • Тампонирование При герметизации нарушений основным тампонирующим материалом является тампонажный цемент ПЦТ-II-50. Кроме того, для всех видов тампонирования допускается применение цемента ПЦТ I-G-CC-I. При удельной приемистости нарушений более 2, 0 м 3/(ч·МПа) необходимо снизить приемистость закачкой наполнителей. В качестве наполнителя может быть использована резиновая крошка, кожа-горох, ореховая скорлупа, кордное волокно, древесные опилки (мука), кварцевый песок, ВНП, ПАА, ГЭР, гель «ХИМЕКО-В» и другие закупоривающие и блокирующие материалы. цемента. Закачать расчетный объем тампонажного раствора в эксплуатационную колонну. Закачкой расчетного объема продавочной жидкости продавить тампонажный раствор в изолируемую зону, не превышая при этом допустимого на эксплуатационную колонну давления. При продавливании тампонажного раствора до запланированного интервала не допускать остановок во избежание образования цементной корки на стенках колонны. Оставить скважину в покое на период ОЗЦ под достигнутым давлением или плавно снизить его до запланированной величины (40 -60% от достигнутого при продавке).

12 Установки расширяемого металлического пластыря (ПМР) Технологическая схема установки ПМР в скважине Рис. 1 – пластырь, 2 – якорный участок пластыря, 3 – пуансон, 4 – компенсатор, 5 – посадочный инструмент, 6 – гидравлический якорь

13 Заключение В ходе выполненных анализов технологических схем и конструкций установо к для герметизации эксплуатационных колонн, установлено, что наиболее эффективными и успешными явля ются способы герметизации ЭК с применением металлических пластырей, примене ние которых позволяет обеспечить сокращение расхода материалов и , прежде всего, продолжительности ремонта в 22, 5 раза при повышении коэффициента успешности с 0, 5 -0, 6 до 0, 850, 95 по сравнению с традиционным способом восстановления герметичности ЭК – цементными заливками под давлением. С использованием данной технологии в ОАО «Татнефть» отремонтировано 43 скважины, успешность работ составила 87 %. Экономический эффект на объём внедрения в ценах 2010 года составил 19 млн. 952 тысячи рублей.

14 Спасибо за внимание!