Производственно-технический нефтегазовый журнал
+7 (903) 580-85-63 +7 (495) 371-01-74 info@glavteh.ru

Технические средства и технологии для восстановления герметичности эксплуатационной колонны скважины

В предлагаемой Вашему вниманию статье представлен обзор технологий института «ТатНИПИнефть», направленных на восстановление герметичности скважины: как проверенных на практике, так и перспективных технологий для ремонта эксплуатационных колонн (ЭК).

Представлены такие решения, как извлекаемые летучки и металлические пластыри для восстановления герметичности ЭК и отключения обводнившихся пластов, скребок для очистки внутренней поверхности эксплуатационной колоны, различные пакеры-гильзы, а также устройство для отворота ЭК.

Кроме того, приводится описание технологии по локальному расширению ЭК для ликвидации заколонных перетоков, хорошо зарекомендовавшей себя на ряде объектов.

08.03.2018 Инженерная практика №01/2018
Глуходед Александр Владимирович Заведующий сектором эксплуатации скважин отдела эксплуатации и ремонта скважин института «ТатНИПИнефть»

Рис. 1. Извлекаемая летучка ИЛ-ГИ-122 (140)-35
Рис. 1. Извлекаемая летучка ИЛ-ГИ-122 (140)-35

ИЗВЛЕКАЕМАЯ КОЛОННА-ЛЕТУЧКА

Извлекаемая летучка ИЛ-ГИ-122 (140)-35 предназначена для отключения обводнившихся пластов и восстановления герметичности ЭК в добывающих и нагнетательных скважинах (рис. 1).

Летучка представляет собой стальной патрубок с присоединенными на концах сужеными стальными наконечниками, на которые надеты резиновые уплотнители. Установка летучки производится последовательным расширением двух наконечников пуансонами с помощью гидравлического привода. Плотное прижатие уплотнителей к стенкам ЭК обеспечивает надежную и герметичную изоляцию ремонтируемого участка, а также фиксацию летучки в колонне скважины (рис. 2, 3).

Рис. 3. Монтажная схема извлекаемой летучки
Рис. 3. Монтажная схема извлекаемой летучки
Рис. 2. Процесс расширения наконечника летучки пуансоном
Рис. 2. Процесс расширения наконечника летучки пуансоном

Летучка изготавливается для ЭК диаметрами 146 и 168 мм с рабочими диаметрами 110 и 130 мм соответственно, выдерживает перепад давления от пласта до 15 МПа. Максимальная длина извлекаемых летучек может достигать 60 метров.

Рис. 4. Оборудование для резки и извлечения летучки РЛЛ-146(168)
Рис. 4. Оборудование для резки и извлечения летучки РЛЛ-146(168)

К преимуществам ИЛ-ГИ-122 (140)-35 можно отнести, во-первых, оперативность и относительную дешевизну проводимых работ, а также широкий рабочий диаметр и возможность извлечения.

Резка и извлечение летучки из скважины производится за одну операцию после последовательного срезания режущим элементом резака в продольном направлении верхнего суженного наконечника летучки за счет разгрузки веса подвески колонны труб на верхний резак и нижнего суженного наконечника снизу верх за счет натяжения подвески колонны труб подъемным агрегатом (рис. 4).

МЕТАЛЛИЧЕСКИЙ ПЛАСТЫРЬ

Рис. 5. Металлический расширяемый пластырь ПМР-146
Рис. 5. Металлический расширяемый пластырь ПМР-146
Таблица 1. Технические характеристики ПМР-146
Таблица 1. Технические характеристики ПМР-146

Металлический пластырь ПМР-146 предназначен для восстановления герметичности ЭК (рис. 5). Установка пластыря в скважине осуществляется за счет протягивания через трубу круглого сечения пуансона с диаметром, изменяющимся в зависимости от внутреннего диаметра ЭК и нагрузки на гидравлический инструмент. Технические характеристики пластыря представлены в таблице 1. На рис. 6 представлена диаграмма циклов посадки пластыря.

Рис. 6. Диаграмма циклов посадки пластыря
Рис. 6. Диаграмма циклов посадки пластыря
Рис. 7. Металлический пластырь, установленный в отрезке обсадной колонны
Рис. 7. Металлический пластырь, установленный в отрезке обсадной колонны
Рис. 8. Посадка пластыря в обсадную колонну с переменным внутренним диаметром
Рис. 8. Посадка пластыря в обсадную колонну с переменным внутренним диаметром
Рис. 9. Оборудование для резки и извлечения металлических пластырей РЛП-146
Рис. 9. Оборудование для резки и извлечения металлических пластырей РЛП-146

Также был разработан инструмент для извлечения пластыря (рис. 7, 8, 9), представляющий собой «резак», который спускается в скважину, проходит через весь пластырь и за счет натяжения колонны удаляет пластырь. При этом инструмент фактически отгибает край пластыря, создавая необходимый зазор, подцепляет и вытягивает его на поверхность (рис. 10).

Рис. 10. Разрезанный ПМР-146 длиной 9,6 м
Рис. 10. Разрезанный ПМР-146 длиной 9,6 м
Рис. 11. Скребок «Кыргыч-5 (6)»
Рис. 11. Скребок «Кыргыч-5 (6)»

СКРЕБОК «КЫРГЫЧ-5 (6)»

Скребок «Кыргыч» предназначен для очистки внутренней поверхности ЭК от глинистой и цементной корок, парафиновых отложений, коррозионной окалины, металлических заусенцев, наплывов, следов перфорации и т.п. (рис. 11).

Инструмент состоит из корпуса, в поперечных окнах которого установлены поршни, взаимодействующие с ножами, установленными в проточках корпуса.

Под давлением жидкости поршни выдвигаются и прижимают ножи к стенкам ЭК. При этом осуществляется одновременная промывка ЭК через отверстие в нижней части скребка.

ПАКЕР-ГИЛЬЗА ПГД-ГРИ-122(140)-35

ПГД-ГРИ-122(140)-35 предназначен для защиты ЭК от высокого давления. Посадка пакера-гильзы с помощью гидропривода основана на расширении с применением пуансона – металлического патрубка с надетыми на него эластичными уплотнительными элементами. Плотное прижатие уплотнительных элементов к стенкам ЭК обеспечивает герметичность пакера и его фиксацию в ЭК (рис. 12).

Рис. 12. Пакер-гильза ПГД-ГРИ-122(140)-35
Рис. 12. Пакер-гильза ПГД-ГРИ-122(140)-35

Инструмент прост в изготовлении, состоит из трех деталей. А за счет отсутствия якорного узла он совершенно не повреждает ЭК в месте установки. Легко извлекается из скважины, независимо от срока его пребывания в ней.

Надо отметить, что это фактически пакерное оборудование постоянного типа. При проведении работ основная часть пакера не извлекается, так как НКТ поднимается вместе с ниппелем. Образовавшийся при этом проход диаметром 90 мм позволяет спускать хвостовики, делать промывки и т.п.

Если в дальнейшем надобность в пакере отпадет, его можно извлечь специальным ловильным инструментом (рис. 13).

Рис. 13. Инструмент РЛ-122 (140) для извлечения пакера-гильзы
Рис. 13. Инструмент РЛ-122 (140) для извлечения пакера-гильзы

На основе пакер-гильз было создано несколько технологических схем для герметизации протяженных участков ЭК (рис. 14). В первом варианте представлена ситуация, когда герметизация производится от устья до пакера.

Рис. 14. Технология герметизации протяженных участков ЭК
Рис. 14. Технология герметизации протяженных участков ЭК

Во втором варианте в скважину устанавливаются два пакера, между которыми устанавливается колонна НКТ. При этом промежуток между пакерами может достигать нескольких сотен метров.

И третий вариант представляет ситуацию, когда верхний пакер жестко соединен с нижним ниппелем нижнего пакера. Это позволяет увеличить диаметр НКТ, если, например, необходимо спустить насосное оборудование как можно ниже.

Рис. 15. Пакер-гильза разбуриваемый
Рис. 15. Пакер-гильза разбуриваемый

Также разработан пакер-гильза разбуриваемый, принцип действия которого основан на холодной деформации (рис. 15). За счет гидравлики происходит посадка пакера и его расширение, после чего спускается НКТ с мундштуком и производится закачка. Отличительная особенность данного пакера заключается в возможности проведения комбинированных закачек.

УСТРОЙСТВО ДЛЯ ОТВОРОТА ЭК

Для месторождений, разработка которых началась в прошлом веке, характерно отсутствие в верхней части скважины заколонного цемента, что в свою очередь приводит к появлению коррозии. В связи с этим был поставлен вопрос о замене этих участков, для чего было разработано устройство, предназначенное для отворота обсадной колонны в скважине.

Рис. 16. Устройство для отворота ЭК
Рис. 16. Устройство для отворота ЭК

Устройство состоит из двух якорей и винта с большим шагом (рис. 16). Принцип действия основан на преобразовании поступательного движения труб во вращение с помощью винта с большим шагом. При этом вращающий момент передается на обсадную колонну через гидравлические якоря.

Среди преимуществ данного метода надо отметить, что работа производится на насосно-компрессорных трубах без применения вращения сверху, а отворот делается точно в заданном соединении.

Устройство было использовано более чем на 230 скважинах ПАО «Татнефть» и других нефтяных компаний.

Рис. 17. Технология герметизации заколонных перетоков локальным расширением эксплуатационной колонны
Рис. 17. Технология герметизации заколонных перетоков локальным расширением эксплуатационной колонны

ГЕРМЕТИЗАЦИЯ ЗАКОЛОННЫХ ПЕРЕТОКОВ

Технология герметизации заколонных перетоков локальным расширением эксплуатационной колонны позволяет повысить эффективность и снизить стоимость капитального ремонта скважин (рис. 17).

Принцип действия основан на расширении непосредственно самой ЭК, за счет чего происходит уплотнение цемента. Надо отметить, что данный метод можно использовать только при наличии за ЭК цементного камня, не содержащего пустот и иных дефектов.

Показать выдержки из обсуждения

ВЫДЕРЖКИ ИЗ ОБСУЖДЕНИЯ

Вопрос: Александр Владимирович, а вам не кажется, что расширение эксплуатационной колонны просто уничтожит оставшийся цементный камень?
Реплика: И эксплуатационную колонну тоже.
Александр Глуходед: При использовании старого оборудования такая вероятность была велика, однако сейчас технологии изменились и сама конструкция расширителя совершенно иная.
По опыту применения можно сказать, что мы получили хорошие результаты. В некоторых случаях удалось полностью ликвидировать заколонные перетоки.
Но здесь еще надо сказать об ограничениях. Во-первых, такое устройство нельзя применять в скважинах, где есть сероводород, так как происходит охрупчивание материала, и тогда ЭК действительно выйдет из строя. Во-вторых, само расширение не такое большое. Расширение происходит на 5 мм на одну сторону.
Вопрос: Но Вы же сказали, что основные условия применения этой технологии – это наличие цементного камня за колонной, то есть если он там есть, мы доломаем.
А.Г.: Мы его скорее уплотним, чем его доломаем.
Вопрос: Но все равно, наверное, это временный эффект.
А.Г.: Вполне возможно. Но по результатам успешно проведенных работ скважины остаются герметичными уже на протяжении многих лет.
Вопрос: Скажите, пожалуйста, какова вероятность, что мы повредим саму колонну при извлечении и разрезании гильзы?
А.Г.: Вероятность очень мала. За время существования данного вида оборудования не было ни одного случая повреждения ЭК или прихвата оборудования в скважине.
Комментарии

Эту публикацию еще никто не прокомментировал. Станьте первым, поделитесь своим мнением.

Написать комментарий
Комментировать
Читайте далее
Ограничение водопритока в добывающих скважинах технологическими методами
Тампонажные составы для крепления скважин с термическим воздействием и методика оценки их термостойкости
Реклама
Свежий выпуск
Инженерная практика №05/2018

Инженерная практика

Выпуск №05/2018

Промысловые трубопроводыМеханизированная добыча
Особенности и нормативная база в области эксплуатации и ремонта подводных трубопроводовДиагностика, мониторинг и обеспечение безаварийной эксплуатации промысловых трубопроводов, защитные покрытияПроектирование, строительство и ремонт стальных и полимерных трубопроводовОПИ глубинно-насосного оборудования и НКТ с защитными покрытиями, эксплуатация неметаллических НКТРеагенты и внутрискважинное оборудование для механизированной добычи нефти в осложненных условияхПодготовка нефти. Внедрение ГИС
Ближайшее совещание
Механизированная добыча, Трубопроводный транспорт
Коррозия 2018
Международная производственно-техническая конференция

КОРРОЗИЯ – 2018: Эффективные методы работы с фондом скважин, осложненным коррозией, эксплуатация промысловых нефтегазопроводов и водоводов в условиях высокой коррозионной активности

27-29 августа 2018 г., г. Казань, конференц-зал «Габдулла Тукай»
Задачей Конференции является обмен опытом и определение наиболее экономически и технологически эффективных решений и технологий в области работы с фондом скважин, осложненных коррозионным фактором и анализ применения современных методов и технологий для сокращения аварийности промысловых трубопроводов различного назначения в условиях высокой коррозионной активности.
Ближайший тренинг
Механизированная добыча
Эффективность механизированного фонда – июль 2018
Тренинг-курс

Повышение эффективности эксплуатации механизированного фонда скважин

23 – 27 июля 2018 г., г. Москва
Цель курса состоит в создании у слушателей комплексного и разностороннего представления о современной теории и практике работы с механизированным фондом скважин при решении ряда основных производственно-технических задач. Занятия проводятся с использованием новейших презентационных материалов и программных комплексов экспертами-практиками с большим производственным и научным опытом.