Глава 4. Ремонтно-лагодильні роботи

До ремонтно-лагодильних робіт відносяться: а) лагодження дефек­тів експлуатаційної колони; б) усунення негерметичності обсадних труб, тобто роботи з ремонту стовбура свердловини чи, точніше, експлуатаційної колони. Дефекти і негерметичності обсадних труб у свердловинах можуть бути імовірними або фактичними каналами надходження сторонньої води.

4.1. Лагодження дефектів експлуатаційної колони

Лагодильні роботи виконують для того, щоб виправити, розправити, усунути дефект в обсадній колоні труб. До дефектів, які можна пола­годити, відносяться зім'яття (сплюснутість, зменшення в діаметрі) і злам (вигин під кутом) експлуатаційної колони.

Величина зім'яття колони труб може бути різною і оцінюється за змі­ною внутрішнього діаметра труб. Якщо внутрішній діаметр зім'ятої ді­лянки колони звузився до 0,85 його номінальної значини на ділянці, довжи­на якої рівна 1-2 зовнішнім діаметрам колони, то зім'яття вважається незначним. Значним вважається зім'яття, якщо довжина зім'ятої ділянки становить не менше 2-3 діаметрів колони, а внутрішній діаметр - менше 0,85 від його номінальної значини.

Для визначення форми і розмірів пошкоджень застосовують пристрої ПГ146-2 і ПГ168-2 з такими характеристиками:

Тип ПГ146-2 ПГ168-2

Ущільнювальний елемент Гумований на основі найриту

Довжина, мм 5800

Зовнішній діаметр, мм 116 134

Довжина, мм:

робочої частини секції 1630

обстежуваної ділянки 6000

Максимальний робочий тиск, МПа 9

Робоче середовище Вода, нафта, буровий розчин

Температура середовища, °С 100

Для вимірювання внутрішнього периметра обсадної колони засто­совують такі пристрої:

Тип ВП146 ВП168

Довжина в робочому стані, м 1450

Зовнішній діаметр, мм 116 134

Максимальний робочий тиск, МПа 10

Точність вимірювання периметра, мм ±0,55

Робоче середовище Вода, нафта, буровий розчин

Температура середовища, °С 120

663

Апаратура електромагнітної дефектоскопії свердловин ЕМДС-36 (рис. 4.1) призначена для свердловинних електромагнітних досліджень обсадних, бурильних і насосно-компресорних труб з метою виявлення дефектів типу тріщин, корозії, стирання; застосовується спільно з каро­тажними станціями будь-якого типу за ГОСТ 25785-83, може працювати з одно- і трижильними каротажними кабелями.

Технічна характеристика ЕМДС-36

Діапазон визначення товщини стінки труб, мм 0-12

Межа чутливості до зміни товщини стінки труби, мм -0,3 - +0,3 Мінімальна протяжність дефекту вздовж осі труби,

яка необхідна для виявлення, мм 100 Діаметр труб, що досліджуються, мм

максимальний (зовнішній) 2300

мінімальний (внутрішній) 51 Максимально допустима швидкість переміщення

свердловинного приладу по свердловині при вимірюваннях, м/год 400

Максимальний гідростатичний тиск, МПа 50

Максимальна температура, °С 100 Габарити, мм

наземний пульт 290x260x100

прилад свердловинний 2500x36

Місця зім'ять залежно від характеру і довжини зім'ятої частини труби лагодять за допомогою того чи іншого набору оправок (оправляльних доліт, грушоподібних, і колонних конусних фрезерів). Для цього почергово опускають в експлуатаційну колону свердловини оправляльні інструменти, кожний із пос­лідовним збільшенням діаметра. Роботи розпочинають оправ-ляльним інструментом, діаметр якого на 4-5 мм є більшим за мінімальний діаметр у зім'ятій частині колони, а в міру роз­ширення місця зім'яття застосовують один за одним наступні оправляльні інструменти з послідовним збільшенням діаметра на величину до 3-5 мм.

Лагодження (вирівнювання) зім'ятої ділянки обсадної колони спочатку здійснюють за допомогою оправляльного долота шля­хом створення навантаження на нього при повільному прокру­чуванні його на кут не більше 30°. Осьове навантаження при цьому вибирають у залежності від величин діаметрів обсадної і бурильної труб згідно з такими рекомендаціями:

Рис. 4.1- Схема апаратури електромагнітної дефектоскопії свердловин ЕМДС-36

664

Діаметр обсадної колони, мм 114 127-146 168 219 245-273

Діаметр бурильних труб, мм 60;73 73 89 114 140

Осьове навантаження, кН 5-10 10-20 10-40 20-50 30-50

Якщо при застосуванні оправляльних доліт не отримують бажаних результатів і місце зім'яття протирається, то застосовують тоді фрезери.

Лагодження за допомогою грушоподібних фрезерів виконується при повільному (40-80 об/хв) прокручуванні і створенні вказаного вище осьового навантаження, причому не допускається застосування фрезерів із твердостопними наплавками на боковій поверхні.

Якщо не вдається вирівняти зім'яту ділянку обсадної колони труб і місце зім'яття протирається, то цю ділянку тоді фрезерують конусними фрезерами, опускаючи їх почергово і порозмірно так, щоб забезпечити вільне проходження в колоні плоскої свинцевої печатки чи спеціального шаблона. Відтак розглянутими нижче способами усувають створену при цьому негерметичність обсадної колони, щоб запобігти можливе надход­ження води у стовбур свердловини і осипання порід.

Таким же чином усувають і злам експлуатаційної колони.

Задача 4.1 Перед здійсненням капітального ремонту свердловини виконали шаблонування експлуатаційної колони з умовним діаметром 146 мм і на глибині 1345 м виявили звуження стовбура. Для виявлення місця дефекту опустили конус­ну печатку діаметром 118м (товщина стінки колони в зоні дефекту рівна 10 мм). Під час опускання печатки за індикатором ваги спостерігали посадки труб (змен­шення ваги труб) з глибини 1345 м до 1347,8 м. Після підняття печатки її діаметр виявився рівним 98 мм. Визначити ступінь зім'яття колони.

Розв 'язування. Ступінь зім'яття колони визначаємо за формулами:

де / - довжина деформованої частини колони, /=1347,8-1345=2,8 м; D₃ - зовніш­ній діаметр обсадної колони; dп - діаметр печатки після її підняття; Д, - внутріш­ній діаметр обсадної колони, Dв = D ₃-2δ= 146,1 -2х 10= 126,1 мм;δ -товщина стінки колони.

Отже, зім 'яття даної обсадної колони в інтервалі глибин 1345-1347,8 м є знач­ним, так як/>(1-2) D ₃; dп <0,85 Dв.

665

4.2 Визначення негерметичності в кріпленні

свердловини і місця припливу сторонньої води