4.3.4 Способи ізоляції наскрізних каналів

Під наскрізними дефектами (каналами) в експлуатаційних колонах розуміють порушення у вигляді повздовжних тріщин розміром до де­кількох метрів, раковин у металі, корозійних каверн, отворів після помил­кової або необхідної перфорації тощо [168].

Наскрізні дефекти обсадних колон, як правило, пов'язані з порушенням правил збирання і опускання колон у свердловину, із перевищенням допу­стимого внутрішнього тиску під час цементування, опресування, із завод­ським браком та стиранням колони в ході спуско-підіймальних операцій, із внутрішньою та зовнішньою корозією металу тощо.

Наскрізні дефекти в обсадних колонах є причиною перетікань флюїдів із них у заколонний простір та назад і підлягають якісній ізоляції. Вимоги

694

Таблиця 4.10- Вибір технологій і тампонажних матеріалів для ліквідації негерметичності з'єднувальних вузлів обсадних колон

			1. Геолого-		технічні умови		2. Технологія ремонту -спосіб ізоляції	3. Тампонажний		натеріал
№	Характери­стика дефек­ту, МПа		Наяв-ність відомо­стей про глибину дефект-ту	Температура на глибині дефекту, °С		Спосіб експлуа­тації свердловин		Стан тампонажного матеріалу		Тип
п/п	Лропр*	Рн.к*		Ста­тич­на	Динамічна під час експлуа­тації свердло­вини			під час запомповування у свердловину	У „затвер­ділому" вигляді	тампонажного матеріалу
1	0,5-5,0	<3,0	Немає	5-80	80	Газліфтний	Протискування тампо­нажної суміші робочим газом у затрубний простір в режимі експлуатації	µ ≤ 200 мПа-с, наявність ДДН	Гель	Гелеутворювальні суміші [574]
2	Те саме	Те саме	Те саме	Те саме	200	Газліфтний, штанговонасос-ний, фонтанний	Ковзне тампонування в інтервалі колони, який містить дефект	Те саме	Тверде тіло	На основі ТС-10 (ТСД-9) [278,454, 455, 579]
3	Те саме	Те саме	Так	Те саме	200	Те саме	Тампонування із залишенням моста в інтервалі дефекту	µ≤800 мПас, відсутність дисперсної фази	Тверде тіло	ГТМ-3 на основі ТС-10 (ТСД-9) [278,454,455,579], „Ремонт-1" [564]
4	Те саме	Те саме	Ні (так)	20-80	80	Фонтанний	Встановлення полімер­ного пакера в затрубному просторі без демонтажу гирлового обладнання	Пропомповуваний розчин	Гель	Гелеутворювальні суміші [278, 330, 474,578, 579]
5	Те саме	Те саме	Те саме	Те саме	140	Те саме	Те саме	Те саме	Те саме	На основі полі-уретанового полі­меру КІП-Д Г4761
6	Те саме	Те саме	Немає	Те саме	200	Газліфтний, штанговонасос-ний, фонтанний	Ковзне тампонування	µ≤200 мПа-с, наявність ДДН	Тверде тіло	Ремонт-1 [564] або ГТМ-3 [278, 285]
7	5,0-15,0	>3,0	Немає	5-80	Те саме	Те саме	Ковзне тампонування в інтервалі колони, який містить дефект	µ≤ 200 мПа-с, наявність ДДН	Тверде тіло	Ремонт-1 [564] або ГТМ-3 [278,285]
8	Те саме	Те саме	Так	Те саме	Те саме	Те саме	Тампонування із залишенням моста	µ≤800 мПа-с, відсутність дисперсної фази	Те саме	ГТМ-3 [278, 285]

Примітка: Δр_ощ> - величина зниження тиску при опресуванні свердловини протягом 30 хв.;р_{и к} - міжколонний тиск при експлу­атації свердловини; ДДН - дрібнодисперсний наповнювач з розміром частинок d≤ 0,03 мм; µ- динамічний коефіцієнт в'язкості

695

до герметичності визначаються лімітованим тиском опресування для даного типорозміру труб та родовища.

Глибину негерметичності можна встановити за допомогою термо­метрії, витратометрії, резистивиметрії, протискування по колоні цемен­тувальної пробки [164,182,278,478,548,597].

Ізоляція наскрізних каналів у обсадній колоні здійснюється одним із чотирьох способів: 1) заміною пошкодженої частини колони; 2) там­понуванням під тиском; 3) встановленням додаткової колони труб нав­проти дефекту; 4) перекриттям дефекту колони тонкостінним металевим пластирем.

Заміна пошкодженої частини колони здійснюється за таких умов: а) дефектні і розміщені вище них обсадні труби знаходяться у незацемен-тованій і неприхопленій частині обсадної колони (вище башмака технічної колони і рівня цементного кільця); б) на витягуваних трубах не встанов­лено елементів технологічного оснащення обсадної колони (центратори, заколонні пакери і т.д.); в) тиск гідравлічного розриву пласта становить менше 50% від тиску опресування колони, внаслідок чого є неефективним цементування під тиском; г) умови експлуатації свердловини не дають змоги перекривати дефект трубами меншого діаметра через зменшення прохідного перерізу колони; ґ) в наявності є обладнання достатньої вантажопідіймальності.

Метод відгвинчування та заміни пошкодженої частини обсадної колони можна реалізувати тільки тоді, коли порушення обсадної колони знаходиться в незацементованій її частині за відсутності цементних „сальників" у випадку незначної кривини стовбура свердловини вище інтервалу порушення [168].

У всіх випадках першим етапом робіт з ремонту обсадної колони за даним методом є перевірка відсутності цементних „сальників" вище інтервалу порушення шляхом створення циркуляції. Подальші роботи належить проводити за однією із наступних двох схем.

1. За першою схемою після тимчасової ізоляції продуктивних пластів (для припинення виливання рідини одним із існуючих методів - встанов­ленням цементного моста, вибухового пакера тощо) у свердловину опускають на „лівих" бурильних трубах внутрішній трубовловлювач і встановлюють на 20-40 м нижче порушення в обсадній колоні.

Потім обсадну колону розвантажують на вагу, яка дорівнює сумі ваги обсадної колони до глибини встановлення трубовлювача і ваги колони бурильних труб. Відтак відгвинчують обсадну колону обертанням бу­рильних труб за допомогою універсальних ключів типу БУ і ротора. Момент відкручування фіксують візуально і за індикатором ваги. Щоб запобігти порушення різі частини обсадної колони, яка залишилась у

696

свердловині, або муфти, відкручену частину обсадної колони зразу ж після її відгвинчування піднімають разом із колоною бурильних труб.

Вибраковують дефектні труби візуально та опресуванням кожної труби окремо за тиску 15-22 МПа.

Після цього якісну обсадну колону опускають у свердловину, а попе­редньо для успішного і вдалого стикування обсадної колони з трубами, що залишилися у свердловині, на кінець першої опускної труби вста­новлюють напрямну лійку.

2. За другою схемою у свердловину опускають НКТ з пакером типу ПІП або ПВМ, який встановлюють на 10-20 м нижче порушення обсадної колони. Згвинчують обсадну колону з допомогою універсальних ключів типу БУ до моменту прокручування НКТ, а потім відгвинчують і припід-німають обсадну колону з фіксуванням положення НКТ.

У деяких випадках відгвинчування обсадної колони виконують без попереднього її закріплення. При цьому обсадна колона розвантажується на вагу, яка дорівнює вазі обсадної колони трохи нижче інтервалу пору­шення. У випадку відгвинчування обсадної колони вище інтервалу її порушення проводять догвинчування колони, а наступні роботи вико­нують за першою схемою.

Роботи з відкручування та заміни пошкодженої частини обсадної колони, як правило, виконують на глибинах понад 400 м.

З метою збільшення тривалості часу експлуатації та збереженості герметичності обсадної колони заміну витягуваної частини обсадної колони рекомендується здійснювати повністю.

Якщо виникають труднощі із відгвинчування труб, то для заміни верхню частину експлуатаційної колони обрізають труборізаком на 5-6 м вище місця дефекту і витягують на поверхню.

Потім внутрішнім звільнюваним трубовловлювачем, опущеним на бурильних трубах з лівим напрямом різі, відкручують і витягують по­шкоджену частину експлуатаційної колони. Наявну у свердловині наступ­ну (технічну) колону перевіряють шаблоном відповідного діаметра. За нормального проходження шаблона опускають нову експлуатаційну ко­лону і скручують із залишеною частиною. При цьому попередньо нижню частину опускної колони обладнують спеціальним напрямленням з даш­ком, діаметр якого є на 10-12 мм меншим за діаметр технічної колони. Дашок дає змогу завести і спрямувати експлуатаційну колону при скру­чуванні. У нижній трубі для скерування і центрування опускної частини колони обсадних труб із залишеною у свердловині частиною попередньо встановлюють конусну пробку, яку після з'єднання труб розбурюють.

Після скручування колону перевіряють на розтягуюче навантаження, що рівне 60-70 % її ваги. Потім досліджують місце нової з'єднини колони

697

на герметичність і в разі потреби пропомповують цементний розчин у міжколонний простір.

Виправлення кінця труб (обрізів), що залишились у свердловині, здійснюють одним із наступних способів:

1. обробленням оправляльними долотами і грушеподібними фрезера­ми, тобто комбінацією їх за розмірами, починаючи від розміру на 10-12 мм більше внутрішнього діаметра колони до номінального (ці роботи здій­снюють за тією ж технологією, що й виправлення дефектів колони);

2. нарощуванням спеціальної двосторонньої лійки, котра складається з нижньої частини із дашком, патрубка і верхньої частини; останню опускають на право-лівому перевіднику або на шпильках.

У першому випадку лійку заводять у міжколонний простір і відгвин­чують від опущених бурильних труб за допомогою право-лівого пе­ревідника, у другому - після встановлення лійки на трубу при допусканні бурильних труб зрізають шпильки, піднімають бурильні труби, залишаючи лійку. Зовнішні діаметри верхньої і нижньої частин лійки повинні бути на 5-Ю мм меншими діаметра експлуатаційної колони.

Роботи, які пов'язані із встановленням лійки, потребують менше часу, ніж при виправленні кінця труби колони. Тому, якщо можливо, обсадну трубу відгвинчують та витягують і на непорушений кінець труби, яка залишилась, встановлюють двосторонню лійку.

Тампонування під тиском наскрізних дефектів обсадної колони здійснюється тоді, коли заміна її дефектної частини або перекривання додатковою колоною чи пластирем є неможливим, а зона пошкоджень розміщена більше ніж на 500 м вище інтервалу перфорації. Для тампо­нування створюють додатково цементну пробку висотою не менше 5 м в інтервалі на 20-30 м нижче дефекту.

За коефіцієнта приймальності дефектів колони понад 2 м³/(год.МПа) спочатку попередньо виконують роботи із зниження інтенсивності погли­нання шляхом намивання наповнювачів, запомповування певних тампо­нажних матеріалів [168,264,270,272,274,275,581]. Суміші на основі смол ТС-10 та ТСД-9 у цьому випадку використовуються із термінами схоп­лювання, які достатні лише для запомпування їх у свердловину і протис­кування в дефект.

За приймальності дефекту по воді менше 0,6 м³/(год-МПа) для тампону­вання можна використати фільтрівні полімерні тампонажні матеріали [168].

Вибір технологій і тампонажних матеріалів для ізоляції наскріз­них дефектів у залежності від геолого-технічної характеристики сверд­ловини в зоні дефекту подано в табл. 4.11 [168].

Розглянемо приклад вибирання технології ремонту і тампонажної суміші по табл. 4.11 [168]. Свердловина негерметична з приймальністю в

698

зоні дефекту 1,6 м³/(год.МПа). У заколонному просторі навпроти дефек­ту є проникні гірські породи, а після ремонту колона повинна бути опресо­вана тиском 15 МПа. Зазначеним умовам відповідає варіант 5. Сверд­ловина повинна бути відремонтована встановленням в інтервалі дефекту металевого пластиря; менш прийнятним є метод ремонту тампонуванням під тиском з використанням суміші ГТМ-3.

Таблиця 4.11 -Вибір технологій і тампонажних матеріалів для ізоляції наскрізних дефектів в експлуатаційних колонах

Геолого-технічні умови (ГТУ), технології PIP, тампонажні матеріали		Варіанти сукупностей ГТУ, технологій і матеріалів
		1	2	3	4	5	6	7	8
1. ГЕОЛОГО-ТЕХНІЧНІ МОВИ 1.1. Наявність попередньої колони в заколонному просторі	так ні	+	+	+
					+	+	+	+		+
1.2. Приймальність у зоні дефекту під час нагнітання води, м3/(год-МПа) Наявність високої приймальності при відсутності цементного каменю в заколонному просторі, м3/(год-МПа)	0,6-14 1,4-3,0 >3	+			+	+	+
			+		+	+	+
				+				+		+
1.3 Наявність проникних порід безпосередньо навпроти дефекту, в які можуть нагнітатися фільтрівні тампонажні суміші	так ні <10 >10				+	+		+
		+	+	+			+			+
1.4 Вимоги щодо герметичності колони при опресуванні після ремонту тиском, МПа		+	+	+	+			+		+
		+	+	+		+	+			+
2. ТЕХНОЛОГІЇ PIP 2.1. Попереднє запомповування гелеугворювальних чи інших сумішей для зниження приймальності			+	+				+
2.2. Тампонування під тиском із залишенням моста і наступним його розбурюванням		+	+	+	+	+"		+
2.3.Встановлення металевого пластиря [293] чи „летючки" [167]						+'	+			+
3. ТАМПОНАЖНІ МАТЕРІАЛИ 3.1. Тампонажні суміші на мінеральній основі, оброблені понижувачами водовіддачі (15-250°С) [160,268, 278, 280]		+'	2'					2"
3.2. Тампонажний портландцемент із додаванням азбесту чи іншого дрібнодисперсного компонента (20-100°С) [264, 270, 272, 274, 275]				2"				2'
3.3. Суміші на основі ТС-10 і ТСД-9 (5-80°С) [278, 454, 455, 456, 473]		+'	+"		+'			+"
3.4. ГТМ-3 (5-80°С) [278, 285]		+"			+"	+
3.5. Гелеутворювальні суміші (20-120°С) [162, 167, 276, 278, 288, 330, 474, 570, 576, 578]			1'	1'				1'

699

Встановлення додаткової колони труб навпроти дефекту здій­снюється за таких умов: а) заміна дефектної частини експлуатаційної ко­лони технічно є неможливою; б) тампонування дефекту не забезпечує не­обхідної герметичності; в) експлуатаційна колона має декілька дефектів на різних глибинах, ліквідація яких іншими методами є технічно немож­ливою або економічно недоцільною; г) за умовами експлуатації сверд­ловини допустимо зменшити прохідний переріз експлуатаційної колони.

Перекриття дефекту в цьому випадку може бути здійснено опус­канням додаткової колони обсадних труб меншого діаметра в існуючу (основну) експлуатаційну колону або більшого діаметра в кільцевий міжколонний простір.

Опускання додаткової колони обсадних труб меншого діаметра здій­снюють у середину основної експлуатаційної колони, причому башмак додаткової колони встановлюють нижче дефекту і вище продуктивного пласта (або на вибої). В окремих випадках з метою економії обсадних труб опускають так звану „летючку", яка перекриває тільки інтервал

дефекту, при цьому нижня і верхня частини експлуатаційної колони залишаються попе­редніми. Додаткову колону меншого діамет­ра опускають у свердловину з наступним це­ментуванням або із встановленням пакера.

Рис. 4.8 - Перевідник зі зво­ротним клапаном для опу­скання „летючки"

Опускання додаткової колони меншого діаметра (або летючки) з наступним цемен­туванням здійснюють на бурильних трубах після попереднього створення піщаної чи гли­нопіщаної пробки у стовбурі свердловини ви­ще отворів перфорації і шаблонування екс­плуатаційної колони. На нижній кінець ле­тючки прикручують башмак із фаскою, а верхній кінець обладнують лійкою з лівою різзю у верхній частині. Між лійкою і бу­рильними трубами встановлюють перевідник (рис. 4.8) і муфту (з лівою різзю), всередині якої розміщено кульковий і тарілчастий клапани та канали, що з'єднують кульковий клапан із трубним простором.

На верхньому кінці летючки 9 встанов­люють лійку 8 з лівою різзю. Летючку з'єд­нують з колоною бурильних труб 1 за допо­могою перевідника - зворотного клапана, котрий складається з корпуса 2, муфти 6 з

700

лівою різзю. Всередині муфти встановлено кульковий клапан 4 з пру­жиною 3 і тарілчастий клапан 7. Канали 5 з'єднують порожнину бу­рильних труб через клапан 4 з кільцевим простором свердловини.

Запомповування розрахованого об'єму цементного розчину і проти-скувальної рідини здійснюють у бурильні труби і переводять цементний розчин у кільцевий простір між летючкою та експлуатаційною колоною. Тоді зворотним промиванням вимивають залишки цементного розчину через кульковий клапан перевідника. Канали розміщені близько до лійки, що запобігає прихоплення перевідника і бурильних труб цементом. Після затвердіння цементного розчину відкручують колону бурильних труб, піднімають її із свердловини, електротермометром (за підвищенням температури при твердінні розчину) визначають висоту підняття цемент­ного розчину за летючкою і перевіряють її герметичність. Потім розбу-рюють залишену цементну пробку і промивають свердловину до вибою для видалення пробки, що перекриває отвори перфорації.

Під час розбурювання цементної пробки може порушуватися герме­тичність летючки. У такому разі можна застосувати наступну технологію встановлення летючки без розбурювання цементного каменю всередині летючки. Як летючку беруть сталеву або дюралюмінієву (стоп Д16Т) трубу, довжиною на 4 м більше товщини відключуваного пласта. На від­станях 1 м від обох кінців летючки встановлюють пластинчасті цен-тратори. Летючку знизу заливають гудроном на висоту 20-25 см, за­повнюють піском, а зверху на 20-25 см - бентонітовою глиною.

Вибій свердловини до інтервалу розміщення летючки засипають піском. Желонкою на кабелі подають на вибій цементний розчин із водо-цементним відношенням, рівним 0,5. Об'єм цементного розчину беруть із розрахунку кіркоутворення за експлуатаційною колоною в місцях водо-припливу (12-15 л на 1 пог.м відключуваного пласта) і створення цемент­ного кільця за летючкою (близько 5 л на 1 пог. м у залежності від співвід­ношення діаметрів летючки й експлуатаційної колони).

Заповнивши свердловину рідиною, підготовлену летючку скидують із гирла, а відтак насосним агрегатом створюють тиск, допустимий для експлуатаційної колони (8-10 МПа) протягом 10-15 хв. для протискування цементного розчину з метою створення кірки в каналах водопришшву.

Тоді опускають поршневу желонку для вилучення цементного роз­чину над летючкою і залишають свердловину для затвердіння цементного розчину під тиском на 48 год.

Відключення пластів за такою технологією здійснюється за пластових тисків не вище умовного гідростатичного тиску, якщо товщина непроник­ного пласта між відключуваним і нафтовим пластами є не меншою 2 м. Якщо товщина є меншою 2 м, то створюється водонепроникний екран.

701

Водонепроникний екран також створюється у випадках або якщо приймальність відключуваного пласта є не меншою 10м³тод за тиску 10 МПа, або якщо пластовий тиск у заводненому пласті є вищим за умовний гідростатичний тиск, або якщо потрібна велика кількість (понад 0,3 м³) водоізоляційного матеріалу, або якщо летючка не дійшла до піщаної пробки.

Тоді колону НКТ із заглушкою садять на летючку, по НКТ нагнітають водоізоляційну речовину і протискують за летючку та у відключуваний пласт, зворотним промиванням через бокові отвори заглушки надлиш­ковий об'єм ізоляційної речовини вимивають із свердловини, припід-німають НКТ на 100-150 м і залишають свердловину на 48 год. для затвердіння водоізоляційної речовини.

Задача 4.2 Визначити тривалість часу, необхідного для промивання сверд­ловини з внутрішнім діаметром 126 мм після припинення процесу розбу­ркування цементної пробки з метою винесення на поверхню вибуреного це­ментного каменю. Відомо: цементну пробку розбурювали на глибині Я=3000 м з допомогою 89-мм бурильних труб. Подавання насоса становить 15 л/с; гус­тина бурового розчину р_6р=1100 кг/м³. Найбільший діаметр вибурених части­нок d₄- 10 мм.

Розв 'язування. Швидкість піднімання частинок у затрубному просторі визна­чаємо за формулою:

w = v-аu = 2,4-1,33-0,587 =1,737 м/с,

де v - швидкість висхідного потоку бурового розчину в затрубному просторі,

Q - подавання насоса; Dс. - внутрішній діаметр свердловини (експлуатаційної колони); D_6r - зовнішній діаметр бурильних труб; а - коефіцієнт, що залежить від площі поперечного перерізу затрубного простору, обертання колони труб та інших чинників (береться а = 1,13-1,14); и - швидкість осідання частинок у буро­вому розчині, який знаходиться в спокої,

К— коефіцієнт, який враховує форму частинок (змінюється від 0,159 для кулько-подібних частинок до 0,074 для пластинчастих; беремо К = 0,159); р_ч - густина частинок, які виносяться із свердловини (для цементного каменю із довідника р„=2600 кг/м³).

Тоді час піднімання частинок з вибою на поверхню

тобто після припиненнябуріння для винесення вибурених частинок на поверхню свердловину необхідно промивати ще протягом 29 хв.

702

Довжину додаткової колони вибирають такою, щоб створити цемент­не кільце в кільцевому просторі за нею на 30-50 м вище верхнього де­фекту в експлуатаційній колоні. Цей спосіб забезпечує надійну ізоляцію припливу верхніх вод.

Опускання додаткової колони меншого діаметра з використанням пакера, що встановлюється в нижній її частині, здійснюють також після попереднього створення піщаної або глинопіщаної пробки і шаблонування, а потім воду заміняють буровим розчином. Найбільш доцільно застосо­вувати пакери механічної і гідравлічної дії без опори на вибій свердловини (пакери „висячого" типу), які призначені для розділення пластів при одночасно-роздільній експлуатації (ОРЕ). Гумові елементи пакера меха­нічної дії ущільнюються під дією ваги додаткової колони. У пакері гідрав­лічної дії за рахунок запомповування рідини в труби звільняються чаше-подібні гумові манжети від захисних кожухів. Дальше верхню частину колони закріплюють на гирлі свердловини, випробовують пакер і додат­кову колону на герметичність. З цією метою в затрубний простір запом-повують буровий розчин під тиском 4-8 МПа (залежно від діаметра дефектної експлуатаційної колони). Якщо не спостерігається переливання бурового розчину із труб додаткової колони, то це означає, що пакер ущільнено, а додаткова колона є герметичною. Тоді у свердловину опускають промивальні труби і промивають її від пробки.

Під час опускання додаткової колони на невелику глибину засто­совують пакери механічної дії, що ущільнюються при натягу колони труб вверх і встановленні верхнього її кінця на клини колонного фланця.

Можливим є також опускання летючки у свердловину з верхнім і нижнім самоущільнюваними пакерами, чашеподібні манжети яких пе­решкоджають рухові рідини в кільцевому просторі між дефектною і до­датковою колонами.

Опускання додаткової колони більшого діаметра в кільцевий простір між експлуатаційною колоною і технічною колоною чи кондуктором здійснюють з метою усунення негерметичності дефектів, які знаходяться на невеликій глибині від гирла свердловини. Досягнути усунення такої негерметичності способом запомповування (заливання) розчину під тиском немає змоги, оскільки не створюються міцні пробки (через неви­сокі тиски і температури при схоплюванні цементу, значні поглинання рі­дини в дефект колони).

Для опускання додаткової колони в кільцевий простір за наявності на гирлі свердловини колонної головки п'єдестальний патрубок експлуа­таційної колони замінюють патрубком із заглушкою. Якщо ж експлуата­ційна колона закріплена на хомуті, то в її верхню муфту вкручують заг­лушку, знімають колону з хомута і обережно розвантажують. Тоді в обох

703

названих випадках на гирлі встановлюють ротор. На нижній кінець додат­кової обсадної колони накручують торцевий фрезер довжиною 0,3-0,5 м із зубами висотою 22-25 мм, які армовані твердим стопом. Зовнішній діаметр фрезера повинен бути на 10-12 мм більшим за зовнішній діаметр муфти додаткової колони, а внутрішній - на 8-10 мм меншим за внутрішній діаметр цієї колони.

До верхнього кінця додаткової колони через спеціальний перевідник приєднують вертлюг, обсадну колону пропускають через отвір стола ротора і фрезером накривають верхній кінець експлуатаційної колони. Обертаючи додаткову колону з фрезером і одночасно промиваючи буро­вим розчином, оббурюють (офрезовують) експлуатаційну колону на дов­жині першої труби додаткової колони. Звичайним способом нарощують чергову трубу і продовжують оббурювання до тих пір, поки додаткова колона не опиниться на необхідній глибині. Потім з верхньої муфти до­даткової колони відкручують перевідник з вертлюгом, встановлюють це­ментувальну головку і цементують колону. Дальше відразу знімають це­ментувальну головку і монтують колонну головку. Для цього в додаткову і експлуатаційну колони вкручують патрубки з фланцями і п'єдесталом. Додаткову колону встановлюють на фланець технічної колони (кондук­тора), а основну експлуатаційну - на п'єдестал додаткової колони. Тоді залишають свердловину в спокої для затвердіння цементного розчину.

Якщо експлуатаційна колона була встановлена на хомуті, то зразу після закінчення процесу цементування знімають цементувальну головку і за допомогою піднімального патрубка колону встановлюють у попереднє положення, в якому вона знаходилась до знімання хомута. Після затвер­діння цементного розчину додаткову колону обв'язують з гирлом, а експлуатаційну колону садять на хомут і викручують із верхньої труби піднімальний патрубок.

Після закінчення цих робіт шаблоном перевіряють прохідність екс­плуатаційної колони і випробовують її на герметичність.

Перекривання дефекту тонкостінним металевим (сталевим) пластирем здійснюється з використанням пристрою дорн (з нім., бук­ вально - колючка; стрижень із загартованої сталі для прошивання отво­ рів). Пристрій дорн призначений для встановлення металевих пластирів у місцях порушень герметичності експлуатаційних колон, котрі утворилися в результаті тріщин, корозії, протирань, порушень різьових з'єднин, пер­ форації і т. д. -

Ці роботи виконуються після створення цементної пробки (моста) в обсадній колоні на 50-100 м вище інтервалу перфорації, шаблонування НКТ чи бурильних труб (діаметр шаблона на 3 мм менше внутрішнього діамет­ра труб), гідровипробування труб за надлишкового тиску не менше 15 МПа,

704

визначення глибини інтервалу і характеру пошкодження обсадної колони з використанням геофізичних методів (при поінтервальному гідровипро-буванні з використанням пакера; боковою гідравлічною печаткою типу ПГ-2), очищення внутрішньої поверхні обсадних труб в інтервалі пошкод­ження від забруднень із застосуванням механічного шкребка типу ШГМ-1, шаблонування обсадної колони (для колон діаметром 146 мм за­стосовують шаблон діаметром 121 мм, довжиною 400 мм; для колон діа­метром 168 мм - шаблон діаметром 140 мм, довжиною 400 мм), вимі­рювання внутрішнього периметра обсадної труби в інтервалі пошкод­ження за допомогою вимірника периметра типу ВП-1 (опускають на трубах чи кабелі).

Розроблено 2 типи пристроїв дорн (для діаметрів обсадних колон 140-219 мм): а) без опори на обсадну колону; б) з опорою на обсадну колону.

Характеристика пристроїв дорн для встановлення металевих пластирів Тип Дорн 146-1 Дорн 168-1

Довжина ходу дорнувальної головки, мм 1500

Максимальна довжина одного

функціонального вузла, мм 9040

Зовнішній діаметр, мм 116 134

Максимальний надлишковий тиск

у пристрої, МПа 12 15

Робоче середовище Буровий розчин, нафта, вода

Максимальна температура середовища, °С 120

Характеристика сталевого пластиру

Матеріал Ст10, Ст.20

Товщина стінки, мм 2-3

Габаритний зовнішній діаметр, мм 114 134

Робота пристроїв обох типів грунтується на розширенні поздовжньо гофрованої металевої труби до щільного контактування з обсадною ко­лоною за рахунок надлишкового тиску в порожнині дорнувальної головки з наступним протягуванням пристрою через цю трубу за допомогою та­левої системи.

У пристрої першого типу (рис. 4.9) розширення здійснюється за раху­нок силових циліндрів, які забезпечують входження дорнувальної головки в пластир у початковий момент формування (розширення), а в пристроях другого типу (рис. 4.10) - за рахунок опори якорів на колону, що дає змогу, втримувати пластир у початковий період дорнування. Пристрій першого типу застосовують тоді, коли порушення знаходиться менше ніж 3 м від штучного вибою, а пристрій другого типу - коли воно знаходиться на від­стані не більше 0,5 м.

705

Рис. 4.9 - Послідовність роботи пристрою дорн без опори на колону: а - опускання при­строю у свердловину; б - роз­ташування пластиру і опорного пристрою (якоря) відносно пош­кодженої ділянки колони; в - роз­ташування дорнувальної голов­ки після закінчення роботи сило­вих циліндрів, що забезпечують зчеплення пластиру з обсадною колоною; г - процес дорнування (розширення) шляхом протягу­вання пристрою талевою систе­мою; ґ- підіймання пристрою на поверхню

Рис. 4.10 - Послідовність роботи пристрою дорн з опорою на колону: а - опускання пристрою у свердловину; б - розташуван­ня пластиру; в - розташування дорнувальної головки; г - роз­ташування в момент протягуван­ня пристрою з відключеним опор­ним пристроєм (якорем); ґ- роз­ташування дорнувальної голов­ки в процесі дорнування (про­тягування) пристрою талевою системою; д - підіймання при­строю на поверхню

Технологія встановлення пластиря така. Дорн із поздовжньо-гофро­ваною трубою опускають у свердловину на НКТ чи бурильних трубах і розміщують навпроти пошкодження. Цементувальний агрегат з'єднують нагнітальною лінією із опущеною колоною труб, створюють тиск насо­сами, здійснюють запресування пластиря, пригладжують пластир за допомогою розширювача (за надлишкового тиску, рівного 12 МПа) не менше 5-6 раз. Після цього піднімають труби з дорном і оцінюють якість робіт.

706

За недостатньої герметичності колони канали перетікання за пласти­рем тампонують із використанням фільтрівних полімерних тампонажних матеріалів.

Складання і підготовку пристрою для запресування пластиря, дорна і поздовжньо-гофрованої труби виконують на базі виробничого обслу­говування та в зібраному вигляді весь комплект доставляють на сверд­ловину. Дорн повинен бути обладнаний клапанами для доливання і зли­вання рідини із інструменту в ході спуско-піднімальних операцій.

Довжину поздовжньо-гофрованої труби вибирають, виходячи із дов­жини пошкодженої ділянки обсадної труби. За необхідності допускається зварити декілька секцій поздовжньо-гофрованих труб. Зовнішній діаметр вибирають на основі даних вимірювань у місці пошкодження. За наявності кількох пошкоджень у кожному з них роботи виконуються окремо.

Не рекомендується використовувати цей спосіб тоді, коли колона є значно пошкодженою і може бути розірваною опорним якорем.

В інституті ВНИИКРнефть науково-виробничого об'єднання „Буре­ние" (м. Краснодар) розроблено пристрої типу дорн, які призначені для опускання і встановлення сталевих пластирів під час ремонту нафтових, водяних і газових свердловин у місцях порушення герметичності, що утворюються в результаті тріщин, зношування, перфорації, нещільностей у різьових з'єднинах і при селективній ізоляції пластів у зоні перфорації в багатопластових покладах.

Дорн-2. Він має полегшеною конструкцією, технологічніший у виго­товленні, монтуванні, обслуговуванні та експлуатації порівняно з при­строєм Дорн-1. Упор пластиру при його встановленні здійснюється на обсадну колону через якір пристрою, при цьому виключається залежний зв'язок осьових і радіальних зусиль на першому етапі запресовування пластиру в колоні. Глибина встановлення пластиру залежить від міцнісних характеристик інструменту, що опускається у свердловину, і може пе­ревищувати 3000 м.

Технічна характеристика пристрою Дорн-2

Діаметр обсадної колони, що ремонтується, мм 140 146 168 Робоче середовище Нафта, буровий розчин, вода, газ

Максимальний робочий тиск, МПа 25 25 25

Робоче осьове навантаження, кН 250 250 250

Робочий осьовий хід дорнувальної головки, мм 1760 1760 1760 Робочий радіальний хід калібрувальних

елементів головки, мм 10 10 10

Робочий радіальний хід секторів якоря, мм 8,0 8,5 10

Габаритний діаметр, мм 112 118 136

Довжина при пластирі 8 м, мм 10815 10815 10728

Маса, кг, не більше 250 250 450

707

Дорн-ЗМ. Встановлення пластиру пристроєм Дорн-ЗМ, на відміну від пристроїв Дорн-1 і Дорн-2, здійснюється зверху вниз без додаткового роз-тягувального осьового навантаження на інструмент (НКТ) з постійним упором пластиру на власний пристрій. Виключається можливість потрап­ляння сторонніх предметів між колоною і пластирем у ході його встанов­лення.

Розширення пластиру проводиться дорнувальною головкою кроковим методом за допомогою силових циліндрів устаткування. Дорн-ЗМ засто­совується на будь-яких глибинах, переважно понад 1500 м.

Технічна характеристика пристрою Дорн-ЗМ Діаметр обсадної колони, що ремонтується, мм 140 146 168

Робоче середовище Нафта, буровий

розчин, вода, газ Максимальний робочий тиск, МПа 25 25 25

Робочий осьовий хід дорнувальної головки, мм 1500 1500 1500

Робочий радіальний хід калібрувальних

елементів (секторів), мм 6,5 7,0 8,0

Габаритний діаметр, мм 112 116 133

Довжина при пластирі 8 м, мм 17370 17200 17200

Маса, кг, не більше 350 400 450

Дорн-4. Встановлення пластиру забезпечується за рахунок його розширення по діаметру до спряження із обсадною колоною шляхом прямого діяння надлишкового гідравлічного тиску рідини розрахункової величини на внутрішню поверхню пластиру з наступним калібруванням його дорнувальною головкою гідравлічної або механічної дії.

Конструкція пристрою Дорн-4 дає змогу спростити технологію вста­новлення пластиру, підвищити коефіцієнт успішності операції. Такий при­стрій може бути застосовано для перекриття дефекту (поглинання, проя­ву) як в обсадних колонах, так і у відкритому стовбурі свердловини.

Технічна характеристика пристрою Дорн-4 Діаметр колони, що ремонтується, мм 140 146 168

Робоче середовище Нафта, буровий

розчин, вода, газ Температура середовища, °С 120 120 120

Максимальний робочий гідравлічний тиск, МПа 30 30 30

Робоче осьове навантаження при калібруванні

дорнувальною головкою, кН 150 150 150

Габаритний діаметр, мм 112 116 136

Довжина при пластирі 8 м, мм, не більше 9000 9000 9000

Маса, кг, не більше 100 100 100

708

4.4. Дослідження свердловин та обстеження їх

стовбурів

Мета цих робіт полягає: 1) у виявленні і виділенні інтервалів негерме-тичності обсадних колон та цементного кільця за ними, джерел припливу продукції, а також обводнених інтервалів колектора; 2) у вивченні гідро­динамічних і температурних умов належної до ремонту ділянки стовбура, стану насичення та залишкової нафтогазонасиченості; 3) у контролі місцезнаходження муфт обсадної колони, інтервалів перфорації, штучного вибою, ремонтного інструменту, рівня рідини, дефектів стовбура, аварій­ного устаткування, зайвих предметів; 4) в оцінці якості проміжних опера­цій і ремонту в цілому.

Виділяють гідродинамічні і промислово-геофізичні дослідження та об­стеження стовбурів свердловин [100].