СПОСОБ РЕМОНТА СКВАЖИНЫ С ДЕФЕКТНЫМ УЧАСТКОМ СО СМЕЩЕНИЕМ ОБСАДНОЙ КОЛОННЫ Российский патент 2014 года по МПК E21B29/10 

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 d_H, 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.

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.

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.