Борьба с негерметичностью обсадных колон с помощью пластырей. Содержание Причины и последствия негерметичности колонн
 Скачать 0.76 Mb.
|
|
Борьба с негерметичностью обсадных колонн с помощью пластырей Томск - 2017 Содержание: Причины и последствия негерметичности колонн. Определение и устранение негерметичного участка обсадных колонн. Метод установки стальных пластырей. Описание технологии. Классификация способов. IV. Вывод. Негерметичность эксплуатационных колонн и подземного оборудования скважин - перетоки газа из затрубного пространства в межколонное через нарушения в колонне или негерметичные резьбовые соединения. Данный вид межколонного газопроявления встречается в основном в скважинах, оборудованных отечественными пакерами типа 1ПД - ЯГ, 2ПД - ЯГ. Это связано с низким качеством самих пакеров, операцией по их установке, а также с нарушением эксплуатационных колонн и разгерметизацией резьбовых соединений в процессе эксплуатации. Причины негерметичности. Негерметичность эксплуатационной колонны во время испытания скважины может возникнуть вследствие нарушения ее целостности перфорацией или разрушения труб под воздействием различных нагрузок. Причинами негерметичности эксплуатационных колонн являются частичное или некачественное ее цементирование во время строительства, использование сточных вод для заводнения и агрессивных жидкостей для интенсификации добычи нефти, высокое давление нагнетания, качество металла и закрепления резьбовых соединений. Причины негерметичности. Проблема негерметичности эксплуатационных колонн добывающих и нагнетательных скважин на нефтяных месторождениях Западно-Сибирского региона с каждым годом приобретает все большую актуальность. Последствия негерметичности. Вследствие этого обводненность добываемой продукции повышается, эксплуатация скважин становится нерентабельной. Такие скважины также являются потенциальными источниками загрязнения вышележащих горизонтов с пресными водами. Последствия негерметичности. Работы по устранению негерметичности обсадных колонн включают изоляцию сквозных дефектов обсадных труб и повторную герметизацию их соединительных узлов (резьбовые соединения, стыковочные устройства, муфты ступенчатого цементирования). Определение и устранение негерметичного участка обсадных колонн. Останавливают и глушат скважину. Проводят исследования скважины. Проводят обследование обсадной колонны. Выбирают технологическую схему проведения операции, тип и объем тампонажного материала. Ликвидацию каналов негерметичности соединительных узлов производят тампонированием под давлением. В случае достоверной информации о негерметичности резьбового соединения используют метод установки металлического пластыря. Тампонирование негерметичных резьбовых соединений обсадных колонн. Порядок выполнения работ и выбор метода устранения. Пластырь из тонкостенной трубы ст10 с толщиной стенки 3 мм позволяет обеспечить герметичность эксплуатационной обсадной колонны при избыточном внутреннем давлении до 20 МПа и депрессии до 7-8 МПа. Стандартная длина пластыря 9 м. Может быть применен пластырь длиной до 15м, сваренный на производственной базе, а также секционный сварной пластырь большей длины, свариваемый над устьем скважины. Метод установки стальных пластырей. Изображение пластыря внутри НКТ с инструментом для его установки. Изображение пластыря. После глушения скважины поднимают НКТ и другое скважинное оборудование. Устанавливают в обсадной колонне на 50-100 м выше интервала перфорации цементный мост. При необходимости доставляют на скважину комплект НКТ или бурильных труб грузоподъемностью на 250 кН выше усилия, создаваемого весом колонны труб, спущенных до ремонтируемого интервала. Производят гидроиспытания труб на избыточное давление не менее 15 МПа с одновременным шаблонированием их шаром диаметром не менее 36 мм. Описание технологии. Определяют глубину, размеры и характер нарушения обсадной колонны: Геофизическими методами — интервал нарушения; Поинтервальным гидроиспытанием с применением пакера — размеры нарушения с точностью ±1 м; Боковой гидравлической печатью ПГ-2 (ТУ 39-1106-86) уточняют размеры и определяют характер нарушения. Очищают внутреннюю поверхность обсадной колонны в интервале ремонта от загрязнений гидравлическим скребком типа СГМ Производят шаблонирование обсадной колонны: В колонне диаметром 146 мм используют шаблон диаметром 121 мм и длиной 400 мм; В колонне диаметром 168 мм используют шаблон диаметром 140 мм и длиной 400 мм; Для шаблонирования участка колонны, расположенного ниже ранее установленного пластыря, муфты МСУ или другого сужения ствола скважины, может быть использован гидромеханический шаблон ШГ-1 соответствующего диаметра. Описание технологии. Замеряют внутренний периметр обсадных труб в интервале установки пластыря с помощью измерителей периметра ИП-1, опускаемых на НКТ или бурильных трубах. Сборку и подготовку устройства для запрессовки пластыря (дорна) и продольно-гофрированных труб производят на базе производственного обслуживания. Дорны и многолучевой продольно-гофрированный пластырь типа ПМ для ремонта эксплуатационных обсадных колонн должны соответствовать требованиям ТУ 39-01-08-466-79. Транспортирование дорна производят в собранном виде. Запрещается сбрасывать дорны и пластыри при их разгрузке с автомашины. Дорн должен быть оборудован клапанами для долива и слива жидкости. При работе на загрязненных жидкостях целесообразно над дорном устанавливать пескосборник. Описание технологии. Длина пластыря выбирается исходя из размеров поврежденного участка обсадной колонны. Длина пластыря должна быть не менее чем на 3 м больше длины повреждения. В большинстве случаев используются пластыри стандартной длины (9 м), при необходимости — удлиненные сварные. Наружный периметр продольно-гофрированных заготовок пластыря выбирают, исходя из результатов замеров внутреннего периметра обсадной колонны и толщины стенки ее в интервале ремонта. На производственной базе и перед спуском в скважину на наружную поверхность продольно-гофрированных заготовок пластыря наносится слой герметика. Описание технологии. Существует два метода установки пластыря для борьбы с негерметичностью НКТ.Установка пластыря методом набухания материала. Установка пластыря, обладающего эффектом «памяти формы». Классификация способов. Суть данного метода заключается в том, что расширение стального пластыря по периметру поперечного сечения на всей его длине до сцепления со стенкой ремонтируемого участка обсадной колонны происходит под действием тепловой энергии, выделяющейся при увеличении объема специального материала (раствора или порошка), подаваемого в полость пластыря. Установка пластыря методом набухания материала. Устройство для реализации указанного метода представляет собой капсулу. При этом отпадает необходимость в системе силовых цилиндров (цилиндры, поршни, штоки), трудоемких в изготовлении, материалоемких и громоздких. Установка пластыря методом набухания материала. Установка пластыря методом набухания материала. Эффект «памяти формы» обнаружен у сплавов, принадлежащих к различным системам, в частности, у сплавов системы: Ti - Ni, Fe - Ni, Си - Al, Co - Ni, Ti - Ni - Co, Fe - Ni - Ti, Co - Al - Ni, Сu - Zn - Al. Установка пластыря, обладающего эффектом «памяти формы». Материал в виде ленты, листа, проволоки и т.п., обладающий эффектом «памяти формы», пластически деформируют при температуре Тд выше температуры прямого мартенситного превращения Мн с целью придания ему определенной заданной формы и размеров, затем охлаждают до температур, обеспечивающих протекание (полное или частичное) мартенситного превращения, и деформируют в этой температурной области до получения промежуточной, технологически требуемой формы. При нагреве выше температуры обратного мартенситного превращения Ак образец вновь восстанавливает заданную форму, которая была ему придана при температуре Тд > Мн Установка пластыря, обладающего эффектом «памяти формы». Установка пластыря, обладающего эффектом «памяти формы». Использование метода борьбы с негерметичностью НКТ с помощью пластырей является качественным, надежным и с использованием передовых технологий, что упрощает ремонт НКТ. Вывод: |