Если вы скопируете книгу или главу книги, Вы должны незамедлительно удалить ее сразу после ознакомления с содержанием. Копируя и сохраняя его Вы принимаете на себя всю ответственность, согласно действующему международному законодательству. Любое коммерческое и иное использование кроме предварительного ознакомления запрещено. Публикация данной книги не преследует никакой коммерческой выгоды, но документ способствуют быстрейшему профессиональному росту читателей и являются рекламой бумажных изданий таких документов. Все авторские права сохраняются за правообладателем. В случае претензий со стороны авторов книг/издательств обязуюсь убрать указанные книги

РЕМОНТ ОБСАДНЫХ КОЛОНН
6.1. ВИДЫ И ПРИЧИНЫ НАРУШЕНИЯ ГЕРМЕТИЧНОСТИ ОБСАДНЫХ КОЛОНН
Изучению видов и причин нарушений обсадных колонн уделено большое внимание как в отечественной, так и в зарубежной литературе Однако достаточно полная их классификация отсутствует Все основные факторы, определяющие потерю герметичности обсадных колонн, можно разделить на четыре группы геологические, технико-экономические, физико-механические и субъективные
Первая группа факторов характеризуется частыми обвалами стенок ствола скважины, выбросом бурового раствора, воды, нефти и газа, смятием промежуточных и эксплуатационных колонн, аномально высокими пластовыми давлениями, наличием высоких пластовых температур, набуханием породы (в т ч в продуктивных пластах) пробкообразованием, высокой сейсмической активностью
Главнейшие факторы второй группы — не соответствующие условиям конструкции скважин, способ бурения, качество и компоновка применяемых обсадных труб, скорость и способ спуска, технология цементирования обсадной колонны, продолжительность работы в обсадной колонне технология оборудования устья скважин, освоения, эксплуатации, ремонтные работы, искривление ствола скважины
К основным параметрам третьей группы факторов относятся прочность, проницаемость, коэффициент линейного расширения, пластичность тампонажного камня, прочность, коррозионная и абразивная стойкость материала труб, коэффициент линейного расширения горных пород, технологические свойства фильтрационной корки
Четвертая группа факторов в основном зависит от органи-
14 Заказ 129
209
зации производства, опыта и квалификации исполнителей Однако их роль в потере герметичности обсадных колонн велика. К ним относятся нарушение организации процесса спуска обсадной колонны, подача на буровую некачественных труб, неточный расчет обсадной колонны, несвоевременный долив промывочной жидкости при спуске колонны
Схема классификации повреждений обсадных колонн (по М. Л. Кисельману) выглядит следующим образом:
1 -я группа — дефекты металлургического производства (нарушения обсадных труб при изготовлении),
2-я группа — дефекты, возникающие при нарушениях правил погрузки, разгрузки, перевозки и хранения труб (нарушения обсадных труб при транспортировке и хранении);
3-я группа — дефекты, появляющиеся в процессе эксплуатации (нарушения осадных труб при эксплуатации).
А, А. Федоров на основании анализа промысловых данных по месторождениям Прикарпатья и изучения материалов других работ предложил свою классификацию повреждений обсадных колонн и их причин (табл 6.1).
К типичным (часто встречающимся) видам нарушения герметичности обсадных колонн в скважинах можно отнести: раковины коррозионного и эрозионного износа (отверстия); продольные, поперечные, полые порывы, порезы (трещины); некачественную геометрию и недовинчивание резьбовых соединений; перфорацию труб и пр.
Количество и номенклатуру нарушений обсадных колонн можно значительно уменьшить, если строго соблюдать технологический процесс бурения скважин; применять обсадные трубы с антикоррозионным и термостойким покрытием; использовать предохранительные кольца, центраторы на бурильных и насосно-компрессорных трубах; применять защитные оболочки для долот при спуске их в забой и др.
6.2. СПОСОБЫ И СРЕДСТВА ВОССТАНОВЛЕНИЯ ГЕРМЕТИЧНОСТИ ОБСАДНЫХ КОЛОНН
Существующие способы восстановления герметичности можно разделить на три основные группы:
1) не уменьшающие внутренний диаметр обсадной колонны;
2) незначительно уменьшающие внутренний диаметр колонны;
3) существенно уменьшающие внутренний диаметр.
210
Классификация повреждений обсадных колонн при бурении,
креплении и эксплуатации нефтяных и газовых скважин, причины их возникновения
Таблицаб!
А Смятие обсадных колонн
Б Разрыв колонн (продольный или поперечный)
В Нарушение герметичности колонн
I Неправильный расчет колонн на прочность
1 Не учтено аномально высокое давление нефти, воды или газа в пластах, вскрытых скважинами
2 Не учтено горное давление соле-носных пород
3 Не учтено горное давление пластичных пород
4 Не учтено давление, возникающее при набухании пород
5 Использованы не по назначению формулы для определения прочностных характеристик
6 Не учтено снижение прочности труб при действии осевых усилий от собственного веса колонны
7 Не учтено снижение прочности труб при изменении температурного режима, наружного и внутреннего давления
8 Не учтено снижение прочности ~ труб при перфорации
I Неправильный расчет колонн на прочность
1 Не учтено максимальное внутреннее давление, создаваемое при проведении различных работ в колонне
2 Не учтено увеличение осевых нагрузок при изменении температурного режима скважины, избыточного наружного и внутреннего давления
3 Применены неточные формулы для определения допустимых нагрузок
4 Не учтены максимальные осевые нагрузки
I Неправильный расчет колонн на прочность
1 Не учтены дополнительные осе вые усилия, возникающие при изменении температурного режима, наружно го и внутреннего давления
2 Не учтено максимальное внутреннее давление, создаваемое при проведении различных работ в колонне
3 Не учтены максимальные осевые нагрузки
Продолжение таблицы 6.1
А. Смятие обсадных колонн
Б. Разрыв колонн (продольный или поперечный)
В. Нарушение герметичности колонн
II Нарушение технологии 1 Спуск обсадных труб с заводским дефектом
2. Неправильная маркировка труб
3. Гидравлическое давление при спуске колонны с большой скоростью
4. Недолив колонны при спуске с обратными клапанами
5. Некачественное цементирование обсадных колонн
6. Спуск на клиньях тяжелых обсадных колонн
7. Свинчивание при неконтролируемом крутящем моменте или «через нитку»
III. Стихийные явления
1. Землетрясения
2. Тектонические смещения пластов
3. Оползни и осыпи пород
II Нарушение технологии
1. Спуск труб с заводским дефектом
2. Гидравлический удар при цементировании колонны
3. Некачественное соединение секций обсадных колонн
4. Разгрузка колонны на забой в скважинах
5. Внутреннее давление в колонне выше допустимого
6. Отсутствие контроля крутящего момента при свинчивании резьбовых соединений
7. Некачественное цементирование колонны
III. Стихийные явления
1. Землетрясения
2. Тектонические смещения пластов
3. Оползни и осыпи пород
II Нарушение технологии
1. Спуск труб с дефектами резьбовых соединений
2. Резьба и смазочный материал не соответствуют условиям скважины
3 Конструкция муфт для двухступенчатого цементирования несовершенна
4. Колонна некачественно зацементирована
5. Колонна спущена в скважину, имеющую резкие перегибы ствола
6. Колонна разгружается на забой в скважинах, имеющих большие каверны
7. Крутящий момент при свинчивании резьбовых соединений не контролируется
III. Стихийные явления
1. Землетрясения
2. Тектонические смещения пластов
3. Оползни и осыпи пород
К первой группе относятся:
герметизация резьбовых соединений колонны путем до-крепления их в скважине;
цементирование межтрубного пространства через устье скважины;
замена поврежденной части колонны новой.
Во вторую группу входят:
цементирование через внутритрубное пространство;
установка металлических накладок;
установка гофрированных пластырей.
Третья группа включает:
спуск насосно-компрессорных труб с отсекающими паке-рами;
установку колонн-летучек;
спуск дополнительной колонны.
Отечественный и зарубежный опыт показывает, что область применения тонкостенных продольно-гофрированных стальных пластырей не ограничивается только восстановлением герметичности обсадных колонн эксплуатационного фонда. Они могут быть использованы при строительстве и закачивании скважин, а также для повышения прочностных свойств обсадных труб в скважинах с аномальным давлением и другими геологическими особенностями.
В скважинах эксплуатационного фонда широкое применение получили стальные продольно-гофрированные пластыри, которые устанавливают на поврежденные или негерметичные резьбовые соединения, перфорационные отверстия, локальные повреждения (трещины, износ, коррозия), а также при восстановлении герметичности разорванных труб.
Установка пластырей в открытом стволе скважины является перспективным техническим решением для временной и промежуточной изоляции поглощающих и проявляющих горизонтов при строительстве скважин. Стендовые и промышленные испытания показали, что наиболее перспективны стальные двухканальные профильные перекрыватели.
Перекрыватель состоит из профильной двухканальной трубы, герметизирующих головок и переводника с уплотнитель-ной манжетой. Переводник соединен с профильной трубой с помощью левой трапецеидальной резьбы. Перекрыватель спускают в скважину на бурильных трубах. Выправляют пере-крыватель, нагнетая в него жидкость насосом или цементировочным агрегатом. В процессе выправления Перекрыватель плотно прижимается к стенкам скважины и изолирует зону осложнения. От осевых и радиальных перемещений его удер-
213
живают силы трения металла о породу. После установки пе-рекрывателя бурение продолжают. Потеря диаметра составляет 14—15,9 мм.
Перекрыватели типа П219/216 входят в комплект оборудования для изоляции зон осложнений без уменьшения диаметра скважины и без применения тампонажного материала. Разработан ТатНИПИнефтью.
Технология изоляции зон осложнений профильными пере-крывателями включает следующие операции:
увеличение диаметра скважины расширителем;
спуск перекрывателя и выправление его закачкой жидкости под давлением;
развальцовывание цилиндрических концов и самого перекрывателя развальцевателем.
Место установки перекрывателя определяют известными геофизическими и гидродинамическими методами.
6.3. ДИАГНОСТИКА СОСТОЯНИЯ КРЕПИ СКВАЖИН
6.3,1. СУЩНОСТЬ И СОСТОЯНИЕ ПРОБЛЕМЫ ДИАГНОСТИКИ КРЕПИ СКВАЖИН В НАШЕЙ СТРАНЕ И ЗА РУБЕЖОМ
Исследования показали, что от эффективности применяемых средств и методов контроля технического состояния крепи скважин во многом зависит успех проведения ремонтов. В связи с этим сначала в б.ВНИИКРнефти, затем в ТНЦ «Кубаньгазпром» были выполнены работы по совершенствованию средств и методов контроля технического состояния крепи скважин на основе детального изучения взаимодействия обсадной колонны (объекта контроля) со скважинными зондами (средства контроля), в которых использованы первичные измерительные преобразователи-датчики для съема информации о характеристиках дефектов крепи с помощью физических полей (магнитных, элекромагнитных, акустических и т.п.).
Скважинные зонды построены по функционально-блочному принципу; первичные измерительные преобразователи обеспечивают получение информации не только о контролируемых параметрах, но и о дестабилизирующих факторах (помехах) , что позволяет компенсировать их влияние на результаты
214
исследований, повысить помехозащищенность и информативность средств контроля.
Разработана технология комплексной оценки качества перфорации скважин, позволяющая определить не только границы проперфорированного интервала и сообщаемость через него внутриколонного пространства с пластом, но и изоляцию его от ближайших пластов-коллекторов или ГНК, ГВК, ВНК.
В странах СНГ для исследования состояния обсадных колонн применяются гамма-дефектомеры-толщиномеры СГДТ-2, СГДТ-3 и скважинный индукционный индикатор дефектов ДСИ, использующие бесконтактные методы съема информации.
С помощью СГДТ-2 можно определить толщину и внутренний диаметр труб независимо от плотности раствора в скважине и отложений раствора на внутренней поверхности труб. Интерпретация диаграмм этого прибора позволяет установить эксцентриситет, среднюю толщину и средний диаметр колонны труб, качество заполнения затрубного пространства цементным раствором, места расположения муфт и центраторов. Этот прибор имеет высокую чувствительность и разрешающую способность, но область его применения пока ограничена по температуре (не выше 100° С).
СГДТ-3 предназначен для оценки качества цементирования и технического состояния обсадных колонн диаметром 146— 168 мм. С его помощью могут быть определены интервалы механического и коррозионного износа и средняя по периметру толщина стенки обсадных труб в диапазоне 5—12 мм, а также эксцентриситет колонны в скважине. При этом измерительные зонды толщиномера и дефектомера совмещены.
Аппаратура ДСИ позволяет обнаруживать дефекты обсадных колонн типа порывов и трещин, размер проекции которых на ось колонны не менее 60—120 мм, а также локальные дефекты типа вздутий и смятий при протяженности их не менее 60 мм в колоннах диаметром 146 мм и не менее 120 мм в колоннах диаметром 245 мм. Аппаратура чувствительна к дефектам, направленным параллельно оси колонны. Дефекты, расположенные перпендикулярно оси колонны, вообще не обнаруживаются. С помощью ДСИ не выявляется характер дефекта, его пространственное положение, что весьма важно для правильного выбора техники и технологии ремонтно-восста-новительных работ (особенно с использованием стальных пластырей) .
Из зарубежных разработок приборов для дефектоскопии обсадных колонн наибольший интерес представляет аппаратура ЕТТ-А и ЕТТ-Д фирмы Schlumberger, Vertilog фирмы AMF Tuboscope Inc. u Magnelog фирмы Dresser Atlas.
215
С помощью бесконтактных вихретоковых приборов ЕТТ-А и ЕТТ-Д выявляют коррозионные повреждения, вертикальные трещины и определяют внутренний диаметр. Возможно выявление сквозного повреждения с образованием отверстий диаметром более 2 дюймов (50 мм). В этих приборах использова ние трех частот снижает влияние электромагнитных характеристик материала труб на надежность показаний, однако для проведения детальных исследований их необходимо применять в комплексе с приборами, имеющими более высокую разрешающую способность.
Контактный электромагнитный прибор Vertilog фирмы AMF Tuboscope Inc. предназначен для исследования обсадных колонн на наличие внутренних и наружных дефектов, классификации труб по степени коррозионного повреждения и определения интервалов перфорации. Он имеет высокую чувствительность, но получение количественных характеристик дефектов сильно затруднено вследствие истирания рабочих поверхностей датчиков, изменения их параметров, образования люфтов в соединениях
Бесконтактный электромагнитный прибор Magnelog фирмы Dresser Atlas имеет блок интегрального толщиномера и блок электронного каверномера, что позволяет определять порывы колонн, их интегральный по периметру износ, интенсивность коррозии и потерю металла массовую. Однако на показания прибора сильное влияние оказывают дестабилизирующие факторы и электромагнитные характеристики труб, поскольку выходным информационным параметром является сдвиг фазы. Кроме того, этим прибором нельзя определить пространственное положение дефектов.
Таким образом, с помощью применяемых в настоящее время в СНГ и за рубежом приборов невозможно получить однозначный ответ о характере и пространственном положении дефекта труб, учитывая их многообразие.
6.3.2. СОСТАВ И ХАРАКТЕРИСТИКИ КОМПЛЕКСА СРЕДСТВ ДЛЯ ДИАГНОСТИКИ КРЕПИ СКВАЖИН, РАЗРАБОТАННОГО ПРЕДПРИЯТИЕМ «КУБАНЬГАЗПРОМ»
Коллективом сотрудников «Кубаньгазпрома» и его научно-технического центра создан комплекс средств и методов контроля технического состояния крепи скважин, применение которого доказало его высокую эффективность при поиске мест повреждений обсадных колонн и заколонных перетоков
216
Комплекс средств контроля технического состояния крепи скважин включает следующую аппаратуру
малогабаритный локатор муфт МЛМ-36;
дифференциальный магнитный локатор ДЛМ-42,
локатор потери металла ЛПМ-42 (80),
аппаратуру механоакустического каротажа СМАШ-42,
индукционный дефектомер колонны ИДК.
На базе этих приборов разработана технология комплексной оценки качества перфорации скважин.
Применение комплекса аппаратуры и технологии позволяет значительно повысить точность и оперативность определения дефектов крепи скважин и качества перфорации.
На рис. 6.1 показан общий вид разработанной аппаратуры.
Малогабаритный локатор муфт МЛМ-36 предназначен для определения местонахождения муфтовых соединений в обсадных колоннах и НКТ, привязки диаграмм ГИС к характерным элементам колонн и контроля за спуском скважинных приборов в нефтяных и газовых скважинах.
МЛМ-36 обладает повышенным соотношением сигнал/помеха и возможностью установки и регистрации магнитных меток
Рис. 6.1. Приборы комплекса технических средств для диагностики крепи скважин:
1 — малогабаритный локатор муфт МЛМ-36,
2 —дифференциальный магнитный локатор ДАМ — 42,
3 — локатор потери металла ЛПМ-42
4 — аппаратура механоакустического каротажа СМАШ-42,
5 — индукционный дефектомер колонны ИДК
217
Техническая характеристика МЛМ-Зб
Максимальная рабочая температура °С +200
Максимальное рабочее давление МПа 60
Максимальная длина кабеля м 6000 Габариты мм
длина 950
диаметр 36
Масса кг 97
Скорость подъема локатора при записи диаграмм м/ч 1000 1200
МЛМ-36 работает на одножильном кабеле с любой каротажной станцией и может быть скомплектован с другими сква-жинными приборами
Дифференциальный магнитный локатор ДЛМ-42 предназначен для определения месторождения муфтовых соединений в обсадных (бурильных) колоннах и НКТ, привязки диаграмм ГИС к характерным элементам колонн, выделения интервалов перфорации, порывов и трещин труб
В ДЛМ-42 установлен дополнительный датчик, считывающий фон помех для их последующей компенсации что позволяет значительно увеличить соотношение сигнал/помеха и чувствительность к повреждениям труб (обрывы, порывы, трещины и т п )
Техническая характеристика ДАМ 42
Максимальная рабочая температура °С +200
Максимальное рабочее давление МПа 60
Максимальная длина кабеля м 6000 Габариты мм
длина 1120
диаметр 42
Масса кг 118
Скорость подъема локатора при записи диаграмм м/ч 1000—
1200
ДЛМ-42 работает с одножильным кабелем и любой каротажной станцией
На рис 6 2 показан фрагмент диаграммы в интервалах перфорации и муфтового соединения (скв № 5 Челбасская), полученной с помощью дифференциального магнитного локатора ДЛМ-42
Локатор потери металла ЛПМ-42 предназначен для обнаружения интервалов интенсивной коррозии обсадных колонн и НКТ, определения местоположения муфтовых соединений труб,
218
Рис. 6.2. Фрагмент диаграммы в интервале перфорации (1—3) и муфтового соединения (4), полученной с помощью прибора ДЛМ-42
привязки диаграмм ГИС к характерным элементам колонн, выделения интервала перфорации
Выходной сигнал ЛПМ-42 пропорционален массе металла в зоне чувствительного элемента, представлен в частотной форме и не снижается при уменьшении скорости движения прибора, что позволяет комплектовать его с приборами радиоактивного каротажа для одновременной привязки глубин к муфтовым соединениям и геологическому разрезу
Техническая характеристика ЛПМ-42
Максимальная рабочая температура °С + 125
Максимальное рабочее давление МПа 80
Максимальная длина кабеля м 5000
Скорость регистрации кривой, м/ч 200 800 Габариты, м
длина 960
диаметр 80 (42)
Масса кг 18 7
Локатор потери металла ЛПМ-42 работает с одножильным кабелем и любой каротажной станцией.
Аппаратура механоакустического каротажа СМАШ-42 предназначена для измерения изменений внутреннего диаметра обсадных колонн и НКТ, выявления мест их повреждений, определения заколонных перетоков путем регистрации акустических сигналов в скважинах, выделения негерметичностей в муфтовых соединениях и дефектных участках обсадных колонн при комплектовании гидродинамическими приборами
Акустические шумы регистрируются с помощью широкополосного приемника, который имеет высокую разрешающую способность и чувствительность при измерении внутреннего диаметра труб и акустических сигналов, работает на трехжиль-ном кабеле, скважинный прибор снабжен тремя управляемыми с поверхности сменными измерительными рычагами
Техническая характеристика СМАШ-42
Максимальная рабочая температура, °С .. +125
Максимальное рабочее давление, МПа 35
Максимальная длина кабеля м 4000
Погрешность измерения диаметра обсадных труб и НКТ мм + 1 О Число полос регистрации акустических сигналов 6
Частотный диапазон Гц 10 -г 30000
Габариты м
длина 2350
диаметр 42
Масса, кг ... 26
220
I7V-
бии, м
800
850
900
130
146
162мм
i—«—
\
Т
На рис 6 3. показан фрагмент диаграммы микрока-вернометрии сква-яданных повреждений эксплуатационной колонны в интервале 844—848 м разбуренного паке-ра, полученной на скв. № 117 Краснодарского ПХГ с помощью СМАШ-42
На рис 6 4 показан фрагмент кривой широкополосной шумомет-рии, характеризующейся повышением уровня шума заколонного перетока газа из продуктивной толщи к поверхности с аномалиями против сужений канала перетока; исследования выполнены СМАШ-42 на той же скважине
Индукционный дефектомер колонны ИДК предназначен для выявления повреждений обсадных колонн (порывов, трещин, сквозных отверстий и других дефектов) в скважинах, заполненных буровым раствором, водой, газом, нефтью и их смесями. ИДК позволяет обнаруживать трещины как продольной, так и поперечной ориентации по телу труб с одновременной «привязкой» их к муфтовым соединениям, что в свою очередь обеспечивает выбор наиболее эффективной технологии ремон-тно-восстановительных работ
Техническая характеристика ИДК
Диаметр обсадных колонн, мм 139,7, 146, 168
Наружный диаметр скважинных приборов, мм 105, 127
Длина, мм 1970 2300
Масса, кг 50—70 Протяженность выявляемых дефектов в колоннах диаметром 140, 146 мм, мм
продольной ориентации 50
поперечной ориентации 70
1500
Рис. 6.3. Фрагмент диаграммы микрокаверномет-рии повреждений эксплуатационной колонны в интервале 844-848 м разбуренного пакера
221
Глуби-на, М
110
120_
ж
140. 150
160
170
180
190
200
210
220
230
240
250
260
270
280
290
300
310
20 40 60 80 100 120мм
Протяженность выявляемых дефектов в колоннах диаметром 168 мм, мм продольной ориентации 70
поперечной ориентации 80-т-100
Избыточное давление для скважинного прибора, МПа до 50
Температура окружающей среды, °С 125
Напряжение питания наземной аппаратуры, В 220 Частота тока питания, Гц 60+5 Потребляемая мощность, Вт 170
На рис. 6.5 показан фрагмент диаграммы ИДК по скв. № 6 Элитной площади.
6.3.3. ОСНОВНЫЕ ОСОБЕННОСТИ ДИАГНОСТИЧЕСКОГО КОМПЛЕКСА, РАЗРАБОТАННОГО «КУБАНЬГАЗПРОМОМ»
Применяемые в странах СНГ приборы СГДГ-2 и СГДГ-3 не выявляют дефекты труб поперечной ориентации. Помехи от неоднородной намагниченности колонн в них не компенсируются, искажающие влияния скважинных условий не устраняются В этих приборах невозможна одновременная регистрация данных микрокаверномет-рии и шумометрии, редко оценивается характер сообщаемое™ с внутриколонным пространством, не определяется степень изоляции от соседних пластов или газонефтяного (ГНК), газоводяного (ГВК) и водонефтяного (ВНК) контактов проперфорированного интервала скважины.
Аналогичные недостатки присущи зарубежным техническим средствам, описанным выше, с той лишь разницей, что в них сделана попытка компенсировать помехи от неоднородной намагниченности и искажающих влияний сква-
Рис. 6.4. Фрагмент кривой широко-полосной шумометрии, выполненной на СМАШ-42
222
Глубина,
м (1 100)
1350
ясинных условии, однако, полностью достичь этой компенсации и устранить их негативные влияния не удалось.
Разработанный «Кубань-газпромом» комплекс приборных средств и методов дефектоскопии крепи скважин выгодно отличается от известных отечественных и зарубежных аналогов следующим:
позволяет определить и зафиксировать на диаграмме трещины колонн поперечной ориентации;
компенсирует помехи от неоднородной намагниченности колонны;
устраняет искажающие влияния скважинных условий;
производит одновременную регистрацию данных мик-рокавернометрии и шумомет-рии;
позволяет оценить сообща-емость с внутриколонным пространством;
определяет степень изоляции проперфорированного интервала от соседних пластов или ГНК, ГВК и ВНК.
Анализ дефектограмм позволяет дифференцировать дефекты по видам: продольные, поперечные, направленные под углом к оси. Большим преимуществом является практически одинаковая чувствительность к дефектам с различной ориентацией; кроме того, выходной сигнал пропорционален протяженности дефекта на его проекции на ось трубы.
1360
Рис. 6.5. Фрагмент диаграммы ИДК:
1 — интервал перфорации, 2, 3 — зоны растрескивания эксплуатационной обсадной колонны выше и ниже интервала перфорации соответственно
6.3.4. ТЕХНОЛОГИЯ КОМПЛЕКСНОЙ ОЦЕНКИ КАЧЕСТВА ПЕРФОРАЦИИ СКВАЖИН
Технология предназначена для определения соответствия проперфорированного интервала проектному, оценки сообщаемости проперфорированной части пласта с внутриколонным пространством и степени изоляции ее от соседних пластов (или ГНК, ГВК, ВНК) по колонне и заколонно-му пространству.
223
--------------тжц
до перфорации после перфорации ОА25усп ед О АХ 25 yen ед
ЭГК
до перфорации после перфорации
*-" уел ед______________ *-" уел ад
дифференциальный локатор до после
перфорации перфорации
частотный локатор до после
перфорации перфорации до перфорации перфорации
[пшромагштный локатор после
Рис. 6.6. Сводная диаграмма комплексной оценки качества перфорации (скв. 6 Элитной площади)
Основные результаты применения технологии иллюстрируются сводной диаграммой (рис 6 6.)
сопоставление кривых АКЦ до и после перфорации характеризует отсутствие ухудшения качества цементирования после перфорации выше и ниже ее интервала,
сопоставление кривых электрического потенциала колонны (ЭПК) до и после перфорации характеризует удовлетворительную сообщаемость проперфорированного пласта с внут-риколонным пространством,
сопоставление кривых дифференциального магнитного локатора до и после перфорации показывает возможность определения трещин колонны, образовавшихся выше и ниже проперфорированного интервала, а также изменение состояния муфтового соединения над ним;
сопоставление кривых частотного локатора потери металла до и после перфорации дает возможность определить интервал перфорации,
сопоставление кривых индукционного дефектомера обсадных колонн до и после перфорации характеризует изменение физических свойств колонны, а также ее трещиноватость и ниже проперфорированного интервала
Анализ всего комплекса зарегистрированных кривых показывает, что, несмотря на растрескивание колонны выше и ниже интервала перфорации, проперфорированный пласт изолирован от нижезалегающего водоносного пласта, сообщается с внутриколонным пространством и поэтому качество его перфорации можно оценить как удовлетворительное При испытании скважины получен чистый газ
Применение технологии комплексной оценки качества перфорации скважин позволяет не только оценить характер сооб-щаемости проперфорированной части пласта с внутриколонным пространством и качество ее вскрытия, но и уточнить границы проперфорированного интервала, а также определить степень его изоляции по колонне и заколонному пространству от ближайших выше- и нижезалегающих пластов-коллекторов или ГВК, ГНК, ВНК
Поэтому применение технологии особенно эффективно при перфорации в условиях частого чередования в разрезе скважины пластов-коллекторов с различным характером насыщения или при близкорасположенных к интервалу перфорации газонефтяного, газоводяного или водонефтяного контактов
В случае удовлетворительных результатов оценки качества перфорации скважины по этому способу появление воды или газа при испытании проперфорированной части нефтенасы-
15 Заказ 129
225
щенного пласта или нефти, или воды при испытании газового пласта обусловливается прорывом флюида по пласту, а не по заколонному пространству, и для его ликвидации применяются известные изоляционные мероприятия.
6.4. ТЕХНОЛОГИЯ РЕМОНТА ОБСАДНЫХ КОЛОНН СТАЛЬНЫМИ ПЛАСТЫРЯМИ
Из применяемых в отечественной практике методов установка тонкостенных продольно-гофрированных стальных труб (пластырей) в большинстве случаев является наиболее перспективной, экономичной и простой.
Суть этого метода заключается в том, что продольно-гофрированный пластырь, изготовленный из тонкостенной цилиндрической трубы и покрытый герметизирующим материалом, спускают в подготовленный участок скважины на специальном устройстве и расширяют дорнирующим элементом этого устройства до сопряжения с обсадной колонной в месте ее дефекта.
6.4.1. ОСНОВНЫЕ ТЕХНИЧЕСКИЕ ТРЕБОВАНИЯ И ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ПОСЛЕДОВАТЕЛЬНОСТЬ ОПЕРАЦИЙ ПРИ РЕМОНТЕ ОБСАДНЫХ КОЛОНН СТАЛЬНЫМИ ПЛАСТЫРЯМИ
Основные требования к технологическому процессу:
1. Изоляция продуктивного пласта от ремонтируемого участка обсадной колонны.
2. Проверка ствола обсадной колонны на проходимость инструмента.
3. При наличии смятия обсадной колонны его ликвидация.
4. Определение местонахождения негерметичности (дефекта) обсадной колонны с точностью i 500 мм.
5. Очистка внутренней поверхности обсадной колонны в интервале дефекта.
6. Определение характера, формы и размеров дефекта.
7. Установка на дефект пластыря.
8. Нанесение на наружную поверхность пластыря герметизирующего материала.
9. Устройство, предназначенное для установки пластыря и снабженное гидравлической дорнирующей головкой, должно
226
обеспечивать ее заход в пластырь без давления, а прочность его элементов на разрыв должна удовлетворять условию
[Ny] > 1,6 [Np] > 400кН,
где [Ny] — допустимая прочность устройства на разрыв, кН;
[Np] — допустимое рабочее усилие протяжки дорнирующе-го элемента при расширении пластыря, кН, [Np] — 250 кН.
10. При расширении пластыря в момент захода в него гидравлической дорнирующей головки для зацепления его с обсадной колонной при наличии упора создаваемое давление в головке должно быть в 1,3—1,5 раза выше, чем при последующей протяжке после снятия упора.
11. При использовании устройства с якорем как упора для пластыря создаваемое первоначальное избыточное давление на якорь для «сцепления» его с колонной должно быть в 1,5—1,7 раза выше, чем при протяжке дорнирующей головки для расширения пластыря.
12. При калибровке (повторной протяжке пластыря) давление в гидравлической дорнирующей головке должно создаваться в 1,3—1,5 раза выше, чем оно было при первой протяжке после снятия упора пластыря.
13. Определение качества установки пластыря опрессов-кой скважины различным по значению и виду давлением согласно техническим данным паспорта, а также в зависимости от характера, формы и размеров дефекта обсадной колонны.
Технологическая последовательность операций ремонта обсадных колонн пластырями
Ремонт обсадных колонн при восстановлении герметичности методом установки стальных пластырей включает в себя три группы и 11 технологических операций (рис. 6.7.).
Первая группа — подготовительные работы
Операция I. Установка цементного моста для отсечения продуктивного пласта.
Операция II. Шаблонирование в целях проверки проходимости инструмента.
Операция III. Ликвидация смятия при его наличии (восстановление проходимости).
Операция IV. Определение местоположения дефекта (негерметичности) .
15*
227
IV V

\J

1 i
/ ^.

VIII
BJ

Рис. 6.7. Технологическая последовательность операций ремонта обсадных колонн пластырями
Операция V. Подготовка (очистка) внутренней поверхности обсадной колонны в интервале дефекта.
Операция VI. Уточнение места дефекта.
Операция VII. Определение характера, формы и размера дефекта и более точного его местоположения.
Операция VIII Определение (измерение) внутреннего периметра (диаметра) обсадной колонны в интервале дефекта.
Вторая группа — основные работы
Операция IX. Транспортировка и установка пластыря в зоне нарушения герметичности обсадной колонны.
Третья группа — завершающие работы
Операция X. Испытание (опрессовка) на герметичность и прочность отремонтированного участка.
Операция XI Разбуривание пробки-моста.
В полном объеме выполнение всех операций требуется не всегда, это зависит от технологических и геологических условий работы скважины, ее технического состояния и других обстоятельств.
Первая, вторая, четвертая, шестая, десятая и одиннадцатая операции являются традиционными для всех ранее применявшихся в отечественной практике методов ремонта скважин.
Вторая операция (шаблонирование) — контрольная, выполняется в отдельных (при необходимости) случаях.
Третью операцию (ликвидацию смятия) проводят только при наличии смятия обсадной колонны.
Вторую и третью операции можно совмещать при использовании универсального (комбинированного) устройства, позволяющего производить шаблонирование и при наличии смятия — его ликвидацию.
Измерение внутреннего периметра ремонтируемого участка обсадной колонны (восьмая операция) является контрольным процессом, осуществляемым в исключительных случаях. Это обусловлено тем, что, во-первых, конструкция скважины и диаметр (периметр) обсадной колонны известны и указаны в проектной и исполнительной документации. Во-вторых, при износе внутренних стенок обсадных колонн устройство, с помощью которого устанавливается пластырь при наличии гидравлической дорнирующей головки, позволяет увеличить его периметр по диаметру за счет пластичности материала пластыря до сопряжения с обсадной колонной при увеличении ради-
229
альных нагрузок в головке, осевые усилия при протяжке не изменяются.
Точное определение места дефекта геофизическим способом (четвертая операция) исключает применение шестой операции. А если четвертая операция выполняется методом фото-или телеметрии, то не имеет смысла выполнять как шестую, так и седьмую операции.
Седьмая операция (определение характера и формы дефекта) может быть совмещена с восьмой (измерение периметра) или с пятой (очистка).
Десятая операция может быть совмещена с девятой. В этом случае спрессовывают всю колонну после установки пластыря, не поднимая устройство на поверхность.
Шестая операция (уточнение места дефекта) может быть совмещена с девятой (установка пластыря).
Опыт показал, что в большинстве случаев при ремонте обсадных колонн стальными пластырями выполняются, как правило, четвертая, пятая, седьмая и девятая операции.
В рассматриваемом методе ремонта обсадных колонн стальными пластырями новыми являются пятая, седьмая и девятая операции, для выполнения которых предназначены следующие устройства:
для очистки внутренней поверхности обсадной колонны — скребок гидромеханический (СГМ);
для определения формы и размеров дефекта обсадной колонны — печать боковая гидравлическая (ПГ);
для транспортирования и установки стального пластыря на дефект ремонтируемого участка обсадной колонны в целях восстановления герметичности скважин — ДОРН.
ДОРН, скребок, печать и пластырь входят в комплект устройств и серийно изготавливаются для ремонта обсадных колонн диаметром 146 и 168 мм, как наиболее часто применяемых в отрасли при строительстве скважин.
Технологический процесс восстановления герметичности обсадных колонн стальными пластырями осуществляется при наличии на скважине:
спуско-подъемного агрегата с высотой подъема инструмента над устьем не менее 15м,
насосно-цементировочного агрегата при максимальном давлении не менее 20 МПа и подаче до 10 л/с;
комплекта устройств и пластыря согласно установленному плану работ (проводимых технологических операций);
комплекта насосно-компрессорных труб диаметром 73 мм, нагнетательной системы.
230
6.4.2. КОНСТРУКТИВНЫЕ ПАРАМЕТРЫ, МАТЕИВАЯМ И СРЕДСТВА ИЗГОТОВЛЕНИЯ ПЛАСТЫРЯ
Основным материалом для восстановления герметичности обсадных колонн методом установки заплат служит пластырь — тонкостенная продольно-гофрированная стальная труба.
С целью повышения качества герметизации пластырь покрывают пластичным герметизирующим материалом.
Для герметизирующего покрытия применяют следующие материалы:
полимерный состав на основе эпоксидной смолы ЭД-5, ЭД-6;
гуммировочный состав на основе наирита НТ (ТУ 38-10518-77).
Полимеры на основе эпоксидных смол более прочны и надежны для герметизации при заполнении раковин и пустот между пластырем и обсадной колонной, но менее удобны при приготовлении и нанесении на поверхность пластыря, так как быстро схватываются (твердеют).
Для обеспечения сохранности равномерно нанесенного на поверхность пластыря герметизирующего покрытия, обладающего свойствами текучести, в процессе транспортирования к месту работ пластырь обертывают предохранительным материалом (например, марлей, стеклотканью).
Гуммировочный состав, медленнее твердеющий, удобен при нанесении на поверхность пластыря, но менее эффективен, токсичен, диапазон его применения по температурным режимам ограничен (до +70°С).
В настоящее время работают над созданием и внедрением новых видов герметизирующих материалов, лишенных указанных недостатков, а также над использованием мягких металлов (свинца, цинка и др.), которые могут быть нанесены на поверхность пластыря методом напыления.
Практический интерес для проведения экспериментальных испытаний представляет герметик типа «Спрут», разработанный Киевским институтом химии высокомолекулярных соединений.
Авторы разработки предложили применять в качестве материала герметизирующую ленту ГЕРЛЕН-Д (ТУ 400-1-165-79), которая изготавливается методом экструзии смеси синтетического каучука, мягчителя и наполнителей с дублированным нетканым синтетическим материалом. Лента обладает высокой пластичностью, имеет длительный срок хранения (более 12 мес.), температуроустойчива (от —60 до +120°С), повышает коррозионную стойкость пластыря и обсадной колонны, является
231
хорошим изолятором от блуждающих токов, нетоксична, проста в нанесении на поверхность пластыря. Толщина ленты 2—3 мм, ширина — 100, 120 и 200 мм, длина — 12 м. Серийно выпускается Московским заводом кровельных и полимерных материалов.
Анализ результатов испытаний ленты ГЕРЛЕН-Д показал:
высокую склеиваемость (адгезию) с пластырем;
хорошую заполняемость раковин, пор и пустот, резьбовых соединений между обсадной трубой и пластырем;
полную заполняемость дефекта;
набухание в нефти через двое суток;
отсутствие кристаллизации.
Кроме того, лента не меняет своих свойств в буровом растворе и воде при температуре 120° С.
В настоящее время лента ГЕРЛЕН-Д испытана в стендовых и промысловых условиях и рекомендована для промышленного применения.
Для качественного восстановления герметичности скважин при ремонте обсадных колонн важно правильно выбрать оптимальную форму, периметр поперечного сечения и материал пластыря. Он должен свободно проходить в обсадной колонне с зазором 6—10 мм с последующим плотным прижатием без механического нарушения к внутренней поверхности ремонтируемого участка трубы. Для этого поперечному сечению пластыря придают вид фигуры, состоящей из сопряженных участков выступов и впадин (рис. 6.8.).
Риг. 6.8. Поперечный профиль пластыря:
1 — обсадная колонна, 2 — гофрированный пластырь
232
Периметр пластырей может быть рассчитан по методике, применяемой для звездообразных труб. Для пластырей с п гофрами длину периметра определяют по формуле:
(6.2)
где п — количество гофр;
R — радиус выступов и впадин;
к — коэффициент, учитывающий положение нейтрального слоя при изгибе;
h — толщина стенки пластыря;
a — угол между соседними выступами;
(3 — угол, определяющий длину дуги впадины.
При расчете геометрии поперечного сечения пластыря, примененного для обсадных колонн диаметром 146 мм, количество гофр было принято равным 6. Для других размеров труб форма выступов и впадин принимается равной или близкой пластырю с шестью гофрами, их количество изменяется в соответствии с диаметром обсадной колонны и определяется по формуле:
п = 0,049 DB (6.3.)
где п — расчетное число гофр пластыря,
DB — внутренний диаметр обсадной колонны.
Ниже приведены принятые количества гофр (лучей) для
труб разного диаметра.
Наружный диаметр
обсадной колонны, мм 140 146 168 178 194 219 245 273 299 325
Количество гофр
пластыря (выступов
и впадин), не менее 668 8 8 10 12 12 14 14
Наиболее пригодны для изготовления пластырей стали марок 10, 20 и Х18Н10Т. Наряду с хорошей пластичностью эти материалы обладают достаточной прочностью, незначительно уступающей прочности материалов обсадных труб. Сталь Х18Н10Т, кроме того, обладает высокой коррозионной стойкостью. Изготовленные из нее пластыри могут применяться в условиях высокоагрессивных сред.
Выпускавшиеся ранее отечественной промышленностью трубы фасонного профиля (ГОСТ 13664-76) не могут использоваться на нефтяных промыслах для ремонта скважин из-
233
за малого размера по периметру поперечного сечения (диаметру).
Для решения промысловых задач необходимы продольно-гофрированные тонкостенные стальные трубы, обладающие требуемыми конфигурацией, размером поперечного сечения, механическими и прочностными свойствами.
Для изготовления таких труб в качестве заготовки можно использовать тонкостенные цилиндрические стальные трубы, выпускаемые промышленностью по ГОСТ 8734-75 и 8732-78.
6.4.3. ПОИСК ДЕФЕКТА В ОБСАДНЫХ КОЛОННАХ
Эффективность ремонта негерметичных обсадных колонн методом установки металлического пластыря на дефект зависит от качества обследования скважины с целью выявления дефекта, его местонахождения, формы и размера.
В отечественной и зарубежной практике поиск негерметичности колонны осуществляется разнообразными методами и техническими средствами, имеющими свои преимущества и недостатки.
Эффективными техническими средствами для поиска дефекта являются пакеры и самоуплотняющиеся манжеты многоразового действия различных конструкций. К недостаткам этих устройств относится то, что они не позволяют определить характер (форму и размер) дефекта.
Такие приборы, как фото- и телекамеры, дают информацию не только о глубине расположения, но и характере дефекта. Однако их широкое практическое применение — дело будущего.
Пакер
Пакер конструкции ОКБ типа ПШ (рис. 6.9.), применяемый в основном при гидравлических разрывах пласта и изоляционных работах, состоит из штока 4, на который надеты конус 7, дюралюминиевые кольца 2, 5, 6 и резиновые манжеты 3. На верхний конец штока навинчена головка 1, на нижний — короткий хвостовик 10 На хвостовике укреплен фонарь 9, имеющий плашки 8, пружины 11 и замок 13. Положение фонаря на хвостовике фиксируется замком 13 при помощи штифта 12
Пакер спускают в скважину на трубах. Для удержания его в колонне над ним устанавливают гидравлический якорь Спустив пакер на необходимую глубину, проворачивают трубы
234
вправо на один-два оборота Вследствие этого штифт 12 попадает в длинную прорезь замка 13. Затем трубы спускают вниз, при этом фонарь 9 удерживается пружинами 11 в эксплуатационной колонне в верхнем положении
Конус 7 распирает плашки 8, удерживает пакер в эксплуатационной колонне. При сжимающей нагрузке до 100 кН (10 т), создаваемой массой колонны труб, резиновые манжеты 3 расширяются и герметизируют кольцевое пространство скважины. Резиновые манжеты пакера устроены так, что в сжатом виде они принимают грушеобразную форму. С повышением давления под пакером края манжет плотно прижимаются к стенке эксплуатационной колонны, создавая дополнительное уплотнение, что является основным преимуществом пакера типа ПШ
Пакер извлекают на поверхность при подъеме труб, при этом конус пакера выходит из-под шлипсов и контакт их со стенкой колонны нарушается, уплотнительные манжеты разгружаются и принимают размеры, близкие к первоначальным.
Промежуточный пакер ППГМ1 с гидромеханическим управлением состоит из уплотняющего и заякоривающего узлов, устройства гидропривода и шарового клапана.
Пакер без шарика спускают в скважину на колонне насосно-компрессор-ных труб на необходимую глубину. Затем колонну труб приподнимают на определенную высоту, сбрасывают в нее шарик и подают давление. Под давлением цилиндр гидропривода перемещается вверх, плашки находят на конус, и пакер заякоривается в скважины. Затем колонну насосно-компрессорных труб спускают, под действием массы труб
Рис. 6.9. Пакер ПШ-168:
1 — головка, 2, 5, 6 — дюралюминиевые кольца, 3 — манжета, 4 — шток, 7 — конус, 8 — плашка, 9 — фонарь, 10 — хвостовик, 11 — пружина, 12 — штифт, 13 — замок
уплотнительные эле-
235
менты сжимаются и герметично разобщают два пространства в скважине.
При дальнейшем увеличении давления срезаются винты клапана. Клапан с шариком падает на забой скважины.
Пакер извлекают из скважины при подъеме колонны на-сосно-компрессорных труб без проведения дополнительных работ.
Техническая характеристика пакеров ППГМ1
ППГМ1- ППГМ1- ППГМ1- ППГМ1-114—160 122—160 133—160 142—160
Условный диаметр экслуатацион-
ной колонны, мм 146 146 168 168
Максимальный перепад давлений
на пакере, МПа 16
Максимальная температура рабочей
среды, °С 50 150 150 150
Диаметр присоединительной резьбы
гладких насосно-компрессорных
труб, мм 73 73 89 89
Габаритные размеры, мм'
наружный диаметр 114 122 133 142
диаметр канала 62 62 76 76
длина канала 1655 1655 1880 1880
Масса, кг 43 47 63 70
Гидравлический модернизированный пакер ПГ-500 (рис. 6.10.) состоит из головки 1, к верхней части которой присоединены гидравлический якорь и колонна заливочных труб, а к нижней — шток 5 и опорное дюралюминиевое кольцо 2. На шток надеты ограничитель 4 с ограничительной манжетой 3, упор 6 и гидравлическая манжета 7.
К нижней части штока присоединен корпус фонаря 8 закрытого типа. Фонарь имеет три башмака, расположенные под углом 120° по окружности корпуса. Каждый башмак подпирается изнутри тремя цилиндрическими пружинами, находящимися в глухих отверстиях корпуса фонаря. Верхнее и нижнее упорные кольца предотвращают выпадение башмаков. К нижней части корпуса крепится клапан пакера с дроссельным штуцером 10.
Для уплотнения пакера ПГ-500 в колонну заливочных труб закачивают жидкость с расходом 2—2,5 л/с. При этом в штуцере возникает перепад давления 0,3—0,5 МПа. Через отверстия в корпусе фонаря жидкость проходит во внутреннюю полость гидравлической манжеты 7 и расширяет ее до соприкосновения со стенкой колонны. Под влиянием перепада дав-
236
ления сжимается пружина клапана, открываются его прямоугольные окна, и жидкость проходит в пространство под пакером. При дальнейшем повышении давления под пакером гидравлическая манжета расширяется и окончательно уплотняет затрубное пространство. В результате создания высокого давления под пакером он выталкивается вверх вместе с колонной заливочных труб, вследствие чего нарушается его уплотнение. Для удержания пакера на месте применяют гидравлический якорь, который устанавливают непосредственно над пакером. На промыслах нашей страны наибольшее распространение получили гидравлические якори конструкции ОКБ «По бесштанговым насосам».
На промыслах Азербайджана для определения места дефекта эксплуатационной колонны применяют самоуплотняющийся гидравлический пакер (рис. 6.11.). Пакер спускают в скважину с открытой манжетой 1 при крайнем нижнем положении корпуса 2 в цилиндре 4.
Поинтервальную опрессовку эксплуатационной колонны ведут сверху вниз, закачивая жидкость в кольцевое пространство между обсадными и насосно-компрессор-ными трубами. Под действием избыточного давления, создаваемого над пакером, резиновая манжета 1, расширяясь, изолирует кольцевое пространство в колонне. Место дефекта в эксплуатационной колонне обнаруживается по падению давления или уровня в кольцевом пространстве скважины. Для извлечения пакера из скважины в колонну насосно-компрессорных труб бросают шар 5 и закачивают жидкость Шар садится на седло заглушки 6, а жидкость, протекая через отверстия в нижней части патрубка 7, давит на поршень снизу. Кожух 8 и поршень поднимаются вверх. Ход поршня вверх прекращается, когда нижняя уплотнительная манжета поднимается выше
Рис. 6.10. Пакер гидравлический, модернизированный ПГ-500:
1 — головка, 2 — кольцо опорное, 3 — ограничительная манжета, 4 — ограничитель, 5 — шток,
6 — упор,
7 —гидравлическая манжета, 8 — фонарь; 9 — башмаки, 10 — штуцер
237
отверстий в верхней части цилиндра и давление в трубах упадет. При полном подъеме поршня срабатывает стопорное устройств, благодаря чему предотвращается произвольное освобождение резиновой манжеты 1 при подъеме паке-ра.
Устройство для опрессовки обсадных колонн (рис. 6.12.) состоит из корпуса 3 с верхним 4 и нижним 11 отверстиями. На наружной поверхности корпуса расположена самоуплотняющаяся манжета двустороннего действия 9; выше манжеты напротив отверстия 4 зафиксирована уплотняющая срезная втулка 5 с седлом под шар 2. Ниже втулки размещено с зазором гнездо 6 и шпилевая опора 7 с перфорацией. Устройство опускается в скважину на насосно-компрессор-ных трубах 1 для опрессовки обсадной колонны 10 и поиска ее дефектов 8.
После спуска устройства в скважину без шара 2 создается поочередно гидравлическое давление соответственно по колонне и по НКТ. В случае герметичности выше манжеты или ниже ее стрелка манометра стабильно показывает заданное опрессовочное давление, созданное насосным агрегатом.
Если давление падает, то соответственно выше манжеты или ниже ее колонна негерметична. В этом случае давление снимают, а устройство поднимают или соответственно опускают в заданный интервал Процесс опрессовки повторяют. Таким образом, при шаговом
спуске или подъеме устройства опрессовывают колонну и определяют место ее дефекта.
По окончании процесса опрессовки колонны в НКТ спускают шар 2, создают избыточное давление. Втулка 5 с помо-
Рис. 6.11. Схема самоуплотняющегося гидравлического пакера
238
Рис. 6.12. Устройство для опрессовки обсадных колонн:
1 — НКТ, 2 — шар, 3 — корпус, 4,11 — отверстия,
5 — втулка, 6 — гнездо, 7 — опора, 8 — дефект,
9 — манжета самоуплотняющаяся, 10 — обсадная колонна
щью шара 2, залегшего в ее седло, срезается и открывает отверстие 4. Шар 2, проталкивая втулку 5, остается на шпилевой опоре 7, втулка падает в гнездо 6. Так обеспечивается при подъеме устройства переток жидкости в колонне через отверстие 4, перфорационное отверстие шпилевой опоры 7 и отверстие 11. Для определения характера, формы и размеров дефекта обсадной колонны, а также уточнения места его нахождения применяют фото- и телекамеры, резиновые баллоны, прижимные рычажные плашки с оттискным слоем (печати).
Устройство для снятия оттисков с внутренней поверхности обсадных колонн
Устройство предназначено для снятия оттисков с внутренней поверхности негерметичных обсадных колонн.
239
Рис. 6.13. Устройство для снятия оттисков с внутренней поверхности обсадных колонн:
I — корпус, 2 — электродвигатель; 3 — редуктор, 4 — центраторы;
5 — вал, 6, 10 — ползуны;
У — рычаги, 8 — опоры; 9 — лыжи,
II — пластичный материал; 12 — окна
Его применяют при обследовании негерметичного интервала колонн. Спуск, подъем и управление работой устройства осуществляется с помощью каротажного кабеля.
Устройство (рис. 6.13) помещено в корпус 1, в верхней части которого расположены реверсивный электродвигатель 2 и редуктор 3, связанный с составным (из двух частей) валом 5, соосно установленным в нижней части корпуса. На обоих концах вала установлены раздвижные узлы, состоящие из ползунов 6, 10 с левой и правой резьбой, сочлененные с соответствующими резьбами вала 5. На ползунах имеются шарнирные рычаги 7, попарно связанные с опорами 8 прижимных лыж 9 через прорезные окна 12 корпуса. Прижимные лыжи покрыты пластичным материалом 11. Устройство в нижней и верхней части снабжено центрирующими элементами 4.
Работает устройство следующим образом. В транспортном положении его спускают в скважину на каротажном кабеле в обследуемый интервал колонны. Подают постоянное напряжение (по каротажному кабелю) к электродвигателю 2. При этом вращение через редуктор 3 передается валу 5. Вращение вала (благодаря наличию левой и правой резьбы) вызывает сближение ползунов 6, 10, которые с помощью шарнирных рычагов 7, раздвигая лыжи 9, приводят их в рабочее положение, т. е. прижимают к внутренней поверхности обсадной ко-
240
лонны. В результате на пластичном материале 11 остается оттиск с внутренней поверхности обсадных колонн. После этого к электродвигателю подается постоянное напряжение другой полярности, что позволяет возвратить прижимные лыжи в первоначальное транспортное положение. После подъема устройства по полученному оттиску на пластичном материале судят о характере негерметичности или повреждения обсадных колонн.
Техническая характеристика устройства для снятия оттисков
140, 146, 168
1000
2500
Диаметр эксплуатационной колонны, мм.......
Длина получаемого оттиска, мм .................
Длина, мм................................
Диаметр, мм
минимальный ...........................115
максимальный .........................160
Масса устройства, кг..............................25
В б.ВНИИКРнефти разработана боковая гидравлическая многосекционная печать ПГ по ТУ 39-1106-86 (рис. 6.14).
Секция гидравлической печати ПГ состоит из перфорированной штанги, наконечников, резинового баллона с оттисковым слоем.
Печать снабжена заливным и сливным клапанами и центраторами. Длина резинового баллона ограничена техническими возможностями его изготовления.
Принцип работы печати
Для определения характера, формы, размеров и уточнения места нахождения дефекта гидравлическую печать опускают на НКТ или бурильных трубах в интервал нарушения герметичности обсадной колонны.
В печати создается избыточное гидравлическое давление, под действием которого резиновый баллон расширяется оттисным слоем и прижимается к стенке обсадной колонны. Затем после выдержки во времени увеличивают давление, которое обеспечивает срез штифтов и смещение втулки сливного Рис. 6.14. Боковая
клапана для слива жидкости при подъеме ин- гидравлическая
» печать:
струмента. Давление снимают, печать подни- а _ типа пг_2.
мают на поверхность. При этом резиновый б — типа пг-з
16 Заказ 129
241
баллон возвращается по диаметру в исходное (транспортное) положение.
Дефект обсадной колонны отпечатывается на оттискном слое в виде четкой линии, повторяющей контуры места негерметичности (отверстие, щель и т п ).
Отпечатки негерметичности муфтового соединения имеют вид колец от торцов труб и резьбы между ними.
При необходимости печать может быть выполнена из двух и более секций с повторным расширением резиновых баллонов и смещением печати на 1 м для перекрытия «мертвой» зоны между секциями.
В настоящее время в гидравлической печати типа ПГ для оттискного слоя применяется на клею сырая резина марки 7-3826, изготовляемая по ТУ 38-005-204-84. Недостатком такой резины является быстрое естественное старение, в результате чего она теряет пластичность и неспособна проявлять (оставлять) отпечатки дефектов со стенки обсадной трубы.
Процесс старения (вулканизация) ускоряется при использовании резины в средах с температурой выше + 30°С.
Операция по определению характера, формы, размеров и более точного местонахождения негерметичности осуществляется гидравлической печатью ПГ.
Длину рабочей части печати определяют по формуле
Ь = ЬД+2Ь3, (6.14)
где L — длина рабочей части печати;
LA — длина дефекта (ориентировочно находят геофизическим методом, операция IV, см. рис. 6.7);
L3 — длина запаса для перекрытия дефектов, L, = 1 — 1,5 м.
Процесс получения отпечатка
Печать ПГ в сборе, соответствующую типоразмеру обсадной колонны, после профилактики и зарядки клапанов спускают в скважину к месту дефекта на насосно-комп-рессорных трубах со скоростью до 6 м/с.
Колонна спущенных труб соединяется через нагнетательную систему с насосным агрегатом.
После спуска в скважину на заданную отметку в печати создается избыточное гидравлическое давление в пределах 4МПа, при этом резиновый баллон расширяется и своей рабочей поверхностью, покрытой тонким эластичным слоем мягкой (сырой) резины, плотно прижимается к внутренним стенкам обсадной колонны.
242
Время выдержки печати под давлением составляет 10—15 мин., после чего его снимают. При этом края дефекта оставляют отпечатки на поверхности эластичного слоя резинового баллона.
Заполнение жидкостью полости инструмента при его спуске производится через отверстие заливного клапана печати. Слив происходит при подъеме инструмента на устье через отверстия сливного клапана, которые открываются при смещении втулки после среза штифтов расчетным давлением 3—9 МПа (после спуска шара в седло клапана).
После подъема на устье печать демонтируют, промывают и тщательно осматривают ее рабочую поверхность. Размер дефекта несколько меньше реального, четко выделяется на эластичной поверхности оттискного слоя баллона.
Если дефект герметичности находится в резьбовом соединении муфты, то отпечаток выглядит как два кольца, между ними — резьбовые следы муфты.
В случае дефектов (длинных трещин, порывов, перфораций) , отпечатки которых в полном объеме не могут быть получены на баллоне из-за его короткой длины, печать собирают из двух (или более) секций или производят дополнительный спуско-подъем другой печати для снятия отпечатка соответственно выше или ниже того места, откуда уже получен отпечаток дефекта.
В б.ВНИИКРнефти разработана гидравлическая печать типа ПГ-3 (рис. 6.14,6) с резиновыми баллонами длиной 2, 4 и 6 м, что позволяет устранить недостатки, присущие печати типа ПГ-2.
Для оттискного слоя используется герметизирующая само-клеющая лента ГЕРЛЕН-Д, которая наносится на резиновый баллон без применения клея, дублированным нетканным синтетическим материалом наружу.
6.4.5. ШАБЛОНИРОВАНИЕ И ЛИКВИДАЦИЯ СМЯТИЯ ОБСАДНЫХ КОЛОНН
Для ликвидации смятия обсадных колонн существуют различные по конструкции приспособления.
Наибольшее распространение получило приспособление Н. Родненского (рис. 6.15). Оно состоит из полого стержня 7, на нижнем конце которого закреплена полая головка (цилиндр) 8 с цилиндрическим отверстием для поршня 3, плотно уложенного в головке и снабженного каналом 9. На верхний конец стержня насажен хомут 6, с которым шарнирно связаны верхние концы плашек 4; нижние их концы находятся под действи-
16* 243
ем пружины 10, постоянно стремящейся их сблизить, и прилегают к головке 8 и выступающему из нее концу поршня 3.
Приспособление на бурильных или насосно-ком-прессорных трубах спускают в скважину к месту сужения обсадной колонны 2 и создают давление в его полости. Вследствие этого поршень 3 выдвигается из головки до тех пор, пока направленное книзу отверстие канала 9 не выйдет из края 1 головки 8. После этого давление на поршень 3 сразу понижается, автоматически прекращая раздвигать плашки 4 за нормальный диаметр обсадной колонны, что фиксируется падением давления на манометре насосного агрегата и расширением колонны в этом месте до нормального диаметра. Таким образом, канал 9 является своего рода предохранителем, исключающим возможное расширение колонны сверх нормального диаметра, что могло бы повлечь за собой разрыв колонны. Затем приспособление спускают ниже на длину выравненного участка колонны, и операцию повторяют.
Рис. 6.15. Приспособление для выпрямления смятых обсадных труб в скважине:
а — общий вид, б — с плашками прямой по длине
формы, в — с плашками конусной книзу формы,
1 — край головки, 2 — сужение колонны,
3 — поршень, 4 — плашки, 5 — колонна,
6 — хомут, 7 — стержень, 8 — головка, 9 — канал,
10 — пружины
244
Если сечение трубы имеет сложную форму (в результате деформации), то целесообразно изготавливать плашки 4 суживающимися книзу.
С целью использования приспособления для ликвидации смятия колонн различных диаметров плашки 4 снабжают накладками, имеющими одинаковую толщину и перекрывающими всю рабочую поверхность плашек. Имея соответствующий набор накладок различной толщины, легко скрепляемых с плашками, можно применять приспособление для выпрямления труб, диаметры которых значительно отличаются друг от друга.
Оправка конструкции В П. Панкова для выпрямления смятых обсадных колонн (рис 6 16, а) содержит корпус 1, на котором эксцентрично установлены ролики 2, кулачковый механизм 4 с замком 5 и конусным наконечником эллипсной формы 6.
Оправку через переходник соединяют с УБТ и бурильными (насосно-компрессорными) трубами и спускают к месту смятия колонны После фиксации инструмента бурильные трубы
вращаются с частотой 3 -=- 80 об/мин При этом конусный наконечник 6 вступает в контакт со смятым участком обсадной колонны Благодаря эллипсной форме наконечник не вращается, что обеспечивает надежную рабогу кулачкового механизма
в а
Рис. 6.16. Оправка для выправления смятых обсадных колонн:
а — эксцентриковая, б — гидравлическая г подвижными секюрами, в — шарнирная
245
без создания значительных осевых нагрузок. При вращении бурильных труб и постоянной осевой нагрузке кулачковый механизм 4 совершает удары по конусному наконечнику 6. Выправление смятой колонны достигается воздействием осевых ударных нагрузок на смятый участок конусного наконечника 6 и радиальных нагрузок эксцентриковых роликов 2 при интенсивной промывке скважины. После прохода смятого участка эксцентриковыми роликами, ликвидации посадок и затяжек инструмента процесс выправления заканчивается, и оправку извлекают на поверхность.
На рис. 6.16, б показана оправка, состоящая из полой перфорированной штанги 1, фигурных вкладышей 2, упругих цилиндрических диафрагм 3, ограничителей 4, радиальных подвижных секторов 5 и конусного пуансона 6.
Штанга 1 соединяется с колонной УБТ определенного веса для создания осевой нагрузки на смятый участок трубы. При этом подвижные секторы 5 сжимаются и опираются на упругие диафрагмы 3, а фигурные вкладыши 2 уменьшают удельное давление на диафрагмы 3 и предохраняют их торцевые уплотнения от разрушения при создании радиальных нагрузок.
После создания соответствующей осевой нагрузки создают перепад давления, и жидкость через каналы штанги 1 направляется в полость упругой диафрагмы 3, раздвигая подвижные секторы 5, которые в свою очередь разжимают смятый участок колонны. Этот участок получает форму цилиндра, так как подвижные секторы имеют ограничители и, если один сектор радиально переместился до ограничителя 4 раньше других, то он будет находиться там до тех пор, пока остальные секторы не дойдут до своего ограничителя.
При выпрямлении смятой колонны оправку спускают вниз постепенно, воздействуя радиальными усилиями секторов сначала нижней ступени, а потом верхней, наружный диаметр которой соответствует номинальному внутреннему диаметру обсадной колонны. Когда оправка начнет двигаться вверх и вниз по колонне без затяжек и посадок, процесс выпрямления смятой колонны заканчивают. Давление в трубах снижают до нуля, и устройство извлекают на поверхность.
Оправка шарнирного типа (рис. 6.16, в) содержит корпус 1, наконечники 3, 8, радиальную опору 4, шарнир 5 и резьбовые пробки 6, 7.
Оправку спускают на трубах в скважину до места смятия обсадной колонны 2. Наконечник 8 упирается в смятый участок и, поворачиваясь на шарнире, проходит свободно его поперечный изгибающий момент в теле устройства не возника-
246
ет. В результате резко уменьшается опасность перегрузки и возникновения разрушающих напряжений, а следовательно, повышается надежность работы устройства.
Кроме того, происходит расклинивание наконечника 8 в смятой стенке колонны. Возникающие при этом распорные усилия в плоскости контакта наконечника со стенкой колонны не имеют тенденции к ее продавливанию или прорыву, так как наконечник перемещается почти параллельно стенке смятой колонны. Таким образом, исключается возможность самопроизвольного выхода наконечника 8 и всей оправки за колонну.
После того как обсадная колонна выправлена нижней частью наконечника, в нее свободно входит верхняя часть, имеющая сечение меньше, чем внутреннее сечение выправленного участка колонны.
Оправку через смятый участок спускают неоднократно до тех пор, пока затяжки и посадки при движении оправки вверх или вниз не исчезнут. После этого устройство поднимают на поверхность.
В зарубежной практике применяются оправки для выправления труб аналогичной конструкции.
Для сокращения времени при обследовании скважин на проходимость инструмента целесообразно шаблонирование и выпрямление смятого участка обсадной колонны совмещать в одну спуско-подъемную операцию. При этом необходимо вместо простой оправки использовать оправки (приспособления), применяемые для ликвидации смятия обсадных колонн.
6.4.6. ОЧИСТКА ВНУТРЕННЕЙ ПОВЕРХНОСТИ ОБСАДНЫХ КОЛОНН
Для качественного ремонта скважин методом установки пластырей технологический процесс предусматривает в интервале ремонта очистку внутренней поверхности обсадной колонны от глинистой и цементной корки, парафина, заусенцев, застрявших пуль перфоратора, ржавчины и других отложений.
К наиболее распространенным методам очистки можно отнести гидроструйный, пескоструйный, химический и механический.
При механическом методе очистки обсадных колонн применяют щетки, ерши, скребки различных конструкций.
Устройство типа «Скрепер» (рис. 6.17, а), обеспечивающее очистку внутренних стенок обсадных колонн диаметром от 60 до 240 мм, разработано и серийно выпускается американски-
247
ми фирмами «Бейкер», «Хомко», «Трай-Стейн», «Секьюрити», «Боуэн» и др
Компания «Пан-Америкен» очистку обсадных колонн производит набором стальных щеток, смонтированных на колонне труб (рис 6 17, б).
Скребки типа 2ИК и СК для очистки внутренней поверхности стенок обсадных колонн диаметром 140, 146, 168, 178, 219; 273 мм выпускаются бакинским заводом «Неф-тебурмашремонт».
Такие скребки, как и устройства американских фирм, очищают колонну при контакте подпружиненных в окнах корпуса режущих плашек с ее поверхностью в процессе расхажи-вания инструмента сверху вниз или снизу вверх Это обусловлено конструкцией устройства и направлением режущих элементов. Плашки расположены в два-три ряда и смещены относительно друг друга так, чтобы полностью охватить колонну по периметру.
Скребок спускают в скважину на бурильных или на-
Рис. 6.17. Устройства для очистки внутренних стенок обсадных колонн:
а — устройство типа «Скрепер» фирмы «Бейкер б — устройство с набором стальных щеток компании «Пан-Америкен»
сосно-компрессор-ных трубах.
248
Интервал очисти определяют а
по формуле:
Ь=ЬП+2ЬД>
(6.5)
где L — длина очищаемого участка;
Ln — длина устанавливаемого пластыря;
LA — дополнительная длина участка выше и ниже установки пластыря, LA= 10 — 20 м.
Очистку обсадных колонн проводят также скребками гидромеханического действия СГМ-1 и СГМ-2 (рис. 6.18).
Отличие этих скребков от механических заключается в том, что режущие плашки, расположенные в окнах корпуса, в транспортном положении не выступают за пределы корпуса, а усилие при контакте их с очищаемой поверхностью в процессе очистки регулируется гидравлическим давлением с поверхности
Скребок типа СГМ-1 (см рис. 6.18, а), разработанный в б.ВНИИКр-нефти, изготовляется по ТУ 39-1105-86 в опытном производственном объединении «Кар-патнефтемаш» и предназначен для очистки обсадных колонн диаметром 140, 146 и 168 мм.
Скребок СГМ-2 (см. рис. 6.18, б) прост в изготовлении, сборке и обслуживании. От СГМ-1 он отличается тем, что режущие плашки размещены в каждом ярусе без зазора на самоуплотняющихся манжетах.
Скребок состоит из корпуса 4 с перфорационными отверстиями, против которых между ограничительными обоймами 1 размещены самоуплотняющиеся манжеты 3 с
Рис. 6.18. Скребки гидромеханического действия:
а - скребок СГМ-1, б — скребок СГМ-2
249
кожухом 2 и режущими плашками 7 в кольцевых пружинах 6.
Лезвия плашек могут быть выполнены к оси скребка как наклонно, так и перпендикулярно, при этом плашки монтируются с наклоном лезвий по винтовой спирали в одном направлении одного яруса и в противоположном направлении другого яруса, а также в противоположном с периодическим чередованием в каждом ярусе.
Смещение плашек верхнего яруса по оси относительно нижнего на 1/2 их ширины обеспечивает надежную и качественную очистку за два-три прохода.
По окончании операции очистки колонны давление в скребке снимают, плашки 7 под действием пружин 6 возвращаются в исходное (транспортное) положение и инструмент извлекают на поверхность.
6.4.7. КОНСТРУКЦИЯ И ПРИНЦИП РАБОТЫ СРЕДСТВ ДЛЯ СПУСКА И УСТАНОВКИ ПЛАСТЫРЕЙ В ОБСАДНЫХ КОЛОННАХ
Разработка способов ремонта обсадных колонн с помощью металлической продольно-гофрированной трубы, спускаемой в скважину до места повреждения и расширяемой там до плотного контакта со стенками обсадных колонн, была начата в США в 1959—1962 гг. Американскими специалистами предложены различные устройства для расширения гофрированных труб в скважине, среди них: использующие энергию взрыва; включающие в конструкцию эластичный резиновый баллон, расширяющийся под воздействием внутреннего давления; основанные на протаскивании через трубы расширяющей металлической оправки.
Ряд устройств, используемых для расширения гофрированного патрубка, спускают в скважину на трубах, тросе или каротажном кабеле.
Для протаскивания металлической расширяющей оправки предложены устройства с использованием силы гидравлических цилиндров, талевой системы буровых установок, электроэнергии, энергии сжатого газа, образующегося непосредственно в них в результате химических реакций.
Для заполнения неровностей между стенками обсадной колонны и пластырем с целью герметизации, а также для изоляции обсадных колонн от металла пластыря во избежание возникновения электролитической коррозии гофрированную трубу перед спуском в скважину обматывают снаружи стекло-
250
тканью, пропитанной эпоксидной смолой. Гофрированные патрубки изготовляют из труб с толщиной стенки 1,65 мм для НКТ диаметром 70 мм и с толщиной стенки 3,125 мм — для всех остальных размеров обсадных труб, при этом уменьшение внутреннего диаметра составляет соответственно 4,3 и 7,6 мм с учетом толщины стеклопластика. Степень восстановления прочности обсадных колонн зависит от размеров повреждения. При установке пластыря на перфорированный участок и изоляции отверстия диаметром до 25 мм прочность обсадной колонны при воздействии внутреннего и внешнего давления восстанавливается полностью. Этот способ успешно используют при ремонте обсадных колонн на глубине до 4000 м и с температурой в зоне установки пластыря до 115° С.
Широкое промышленное применение на промыслах и при бурении скважин в США получили способ и устройство для ремонта обсадных колонн, разработанные специалистами фирмы «Пан-Америкен петролеум корпорейшн».
Основными частями устройства являются пружинная расширяющаяся головка и двойной силовой цилиндр с гидравлическим якорем, между которыми перемещается металлическая гофрированная труба. Устройство спускают в скважину на НКТ или бурильных трубах, внутри силовых цилиндров создают давление в пределах 15—20 МПа, и силовые цилиндры протаскивают расширяющую головку через гофрированную трубу. Ход цилиндров равен 1,5 м, поэтому расширение ведется ступенями.
После первого хода цилиндров дальнейшую протяжку расширяющей головки можно выполнить с помощью талевой системы, когда усилия протяжки, равные в среднем 140—160 кН, но достигающие иногда 250 кН, будут действовать на обсадную колонну.
Ведущими американскими фирмами по производству устройств для спуска и установки стальных гофрированных пластырей в обсадных колоннах являются «Лайенс» и «Хомко».
К недостаткам устройств фирмы «Лайенс» (рис. 619) необходимо отнести возможность порыва трубчатого эластичного баллона при его расширении, неплотное прилегание пластыря до необходимого контакта с поверхностью ремонтируемого участка обсадной колонны, отсутствие технологической возможности изготовления трубчатого баллона достаточной длины (5 м и более). Технология установки пластыря этим устройством включает калибровку пластыря роликовой или какой-либо другой оправкой с дополнительной спуско-подъемной операцией в скважине.
251
1этап
II этап
Роликовая^ оправка •
III этап
Рис 6 19 Устройство для установки пластырей в обсадной колонне фирмы «Лайенс»
251
Устройства фирмы «Лайенс» можно использовать также как гидравлическую печать для определения характера, формы и размеров дефекта обсадной колонны С этой целью на наружную поверхность трубчатого эластичного баллона наклеивают оттискной слой (3—4 мм) из материала, обладающего деформацией и пластичностью (сырая резина)
К недостаткам устройств фирмы «Хомко» (рис 6 20) относится то, что для каждой толщины стенки ремонтируемого участка обсадной колонны предусмотрены индивидуальный пластырь по периметру поперечного сечения и своя пружинная цанга с калибрующими (дожимными) плечиками После выхода цанги из зацепления с конусным пуансоном не обеспечивается возврат калибрующих плечиков в исходное (транспортное) положение без подъема устройства на поверхность В результате исключается возможность повторных проходов головкой в целях усиления контактного сопряжения пластыря с поверхностью обсадной колонны
Недостатком применяемого фирмами «Лайенс» и «Хомко» пластыря является то, что используемая в качестве герметика стеклоткань с пропиткой на основе эпоксидной смолы не обеспечивает качественной прослойки между пластырем и обсадной колонной Это обусловлено тем, что эпоксидная смола в готовом для нанесении на пластырь виде обладает «жизнеспособностью» в пределах 24 ч , а затем твердеет, становится хрупкой и не может заполнить раковины и поры в обсадной трубе Кроме того, при спуске пластыря в скважину раствор эпоксидной смолы стекает с пластыря Все это снижает качество ремонта скважин
Для ремонта обсадных колонн диаметром 146 и 168 мм стальными пластырями разработаны (ТУ 39-01-08-466-79) устройства ДОРН-1 (Д-146-1 и Д-168-1), позволяющие транспортировать и устанавливать пластырь на участке дефекта обсадной колонны
ДОРНы являются основными элементами в комплексе устройств для ремонта обсадных колонн пластырями
Устройство ДОРН-1 (рис 6 21 а, б, в) состоит из гидравлической дорнирующей головки, полой связующей штанги, силовых гидравлических цилиндров и циркуляционных клапанов Упор пластыря обеспечивается в устройстве ДОРН Пластырь расширяют дорнирующей головкой снизу вверх с предварительной запрессовкой заданного отреза силовыми цилиндрами
Принцип работы устройства Д-146-1 (Д-168-1) заключается в следующем п
253
Рис 6 20 Устройство для установки пластырей в обсадных колоннах фирмы «Хомко»
а — общий вид устройства б — механическая цанговая дорнирующая головка с гладким конусом в — механическая цанговая дорнирующая головка с профильным конусом
1 — головка 2 — аварийный отворот 3 — пластырь 4 — штанга 5 — упор 6 — силовой цилиндр 7 — якорь 8 — сливной клапан 9 — пружинный управляющий орган сливного клапана
254
2 -
Рис 6 21 Устройство типа ДОРН для транспортировки и установки
пластырей в обсадных колоннах
а — модификация Д 1 первого исполнения 1 — упор 2 — пластырь 3 —
конус 4 — разделительная камера 5 — манжета 6 — калибрующие секторы
7 — штанга 8 — силовой телескопический гидравлический цилиндр 9 —
обратный клапан
б — модификация Д-1 второго исполнения 1 — упор 2 — пластырь 3 —
конус 4 — калибрующие секторы 5 — манжета б — штанга 7 — силовой
гидравлический цилиндр 8 — обратный клапан
в — модификация Д 1 третьего исполнения 1 — сливной клапан 2 — залив
ной клапан 3 — силовой гидравлический цилиндр 4 — пластырь 5 — штан
га 6 — гидравлическая дорнирующая головка
г — модификация Д-2 1 — циркуляционный клапан 2 — гидравлический
якорь 3 — пластырь 4 — гидравлическая дорнирующая головка
255
Устройство в сборе с пластырем, расположенным между дорнирующей головкой и упором, спускают в скважину с ориентацией середины пластыря против дефекта ремонтируемого участка обсадной колонны. Затем в системе создают избыточное гидравлическое давление, обеспечивающее необходимые радиальные усилия на подвижные калибрующие секторы дорнирующей головки и осевые усилия на поршни в силовых цилиндрах.
На первом этапе заданный отрезок пластыря запрессовывают в стенку обсадной колонны протягиванием дорнирующей головки за счет осевых усилий под действием гидравлического давления на поршни силовых цилиндров, с которыми посредством полых штанг соединена головка.
Предварительное выпрямление пластыря осуществляется конусным пуансоном, а окончательная запрессовка к стенке обсадной колонны до контакта, обеспечивающего удерживающую силу сцепления, — подвижными калибрующими секторами головки, причем радиальные усилия на секторы создаются в момент захода их в пластырь.
Второй этап запрессовки пластыря на всей оставшейся длине осуществляется подъемом устройства с помощью талевой системы при сохранении давления в дорнирующей головке, после прохода которой через пластырь снимают давление в системе и устройство поднимают на поверхность.
Заполнение жидкостью устройства и труб при спуске и слив ее при подъеме происходит через обратный и срезной клапаны циркуляционной системы. Отверстия сливного клапана открываются при смещении вниз втулки клапана от удара стержнем по крестовине. Стержень спускают по трубам перед подъемом устройства на поверхность.
К недостаткам ДОРН-1 относятся громоздкость, большая металлоемкость, высокая трудоемкость и сложность сборки и эксплуатации, зависимость между собой осевых и радиальных нагрузок при установке пластыря на первом этапе.
Другим устройством, разработанным В. А. Юрьевым, является ДОРН-2 (рис. 6.21, г). Здесь упор пластыря обеспечивается на обсадную колонну через якорь устройства, а установку пластыря осуществляют протяжкой дорнирующей головки при подъеме инструмента снизу вверх без разрыва во времени между этапами предварительной и окончательной запрессовки.
Это устройство значительно меньше по длине и массе, менее трудоемко в изготовлении, несложно в эксплуатации и сборке, исключает взаимозависимость осевых и радиальных нагрузок при установке пластыря.
256
Принцип ДОРН-2 заключается в следующем.
После спуска пластыря в зону ремонтируемого участка обсадной колонны в устройстве создается избыточное гидравлическое давление, которое через самоуплотняющуюся эластичную диафрагму обеспечивает радиальные усилия на подвижные калибрующие секторы дорнирующей головки.
Одновременно через диафрагму якоря создается давление на плашки якоря, которые, радиально перемещаясь, контактируют со стенками обсадной колонны.
Первый этап установки пластыря в ремонтируемом участке обсадной колонны осуществляется подъемом инструмента при протягивании дорнирующей головки через пластырь. При этом якорь остается на месте, удерживая пластырь от осевого смещения при его запрессовке. Освобождается якорь от обсадной колонны снятием давления на плашки при перетоке жидкости из напорной камеры в разгрузочную (или за пределы устройства в отверстие) по пазам перемещающейся вверх полой штанги, изолируя каналы в ней от напорной камеры и сохраняя давление в дорнирующей головке.
Таким образом, в процессе подъема устройства после первого этапа запрессовки пластыря якорь автоматически отключается от стенок колонны и без разрыва во времени продолжается второй этап запрессовки пластыря по всей его длине.
После прохода дорнирующей головки через пластырь снимают давление в системе и устройство поднимают на поверхность.
Для повышения надежности предварительного сцепления пластыря с обсадной колонной в ДОРН-2 предусмотрено повторение первого (предварительного) этапа запрессовки пластыря без снятия его с упора. В таком случае подъем инструмента останавливают после протяжки дорнирующей головки на длине 1300 мм, т. е. на 200 мм меньше полного хода (1500 мм) предварительной запрессовки, что необходимо для сохранения давления на плашки якоря.
После остановки подъема инструмента давление в системе снимают и инструмент опускают в исходное (первоначальное) положение. Затем создают давление и производят протяжку дорнирующей головки по всей длине пластыря. Якорь в этом случае отключают (устанавливают в транспортное положение) после прохода головкой 1500 мм.
Недостатком ДОРН-2 является то, что под действием радиальных усилий в местах контакта плашек якоря не исключается возможность повреждения стенок обсадной колонны.
В целях повышения надежности работы, а следовательно, и
17 Заказ 129
257
качества ремонта скважин устройства для установки пластырей постоянно совершенствовались.
Так, компоновка узлов ДОРН-1 имеет три варианта В первом варианте (см. 6.21, а) силовые цилиндры с гидравлической дорнирующей головкой располагались под пластырем, а циркуляционные клапаны с упором — над ним. Гидравлическая головка имела свою разделительную камеру с поршнем, а силовые цилиндры были выполнены по телескопической схеме. Во втором варианте (см. рис. 6.21,6) была аннулирована разъединительная камера, а телескопическая схема силовых цилиндров заменена двумя последовательно расположенными и синхронно действующими силовыми цилиндрами. Недостатком такой компоновки является то, что в момент заклинивания головки с пластырем в обсадной колонне в скважине оставалось в основном все устройство, и как следствие, осложнялась ликвидация аварии. Кроме того, отсутствовала возможность спускать пластырь до забоя на длину силовых цилиндров. ДОРН-1 в первом и втором вариантах не обеспечивал достаточных осевых усилий для предварительного расширения и предварительного сцепления пластыря со стенками обсадной колонны на первом этапе запрессовки пластыря.
Эти недостатки были устранены в третьем варианте (см. рис. 6.21, в) введением приспособления для аварийного отворота ниже силовых цилиндров. Кроме того, силовые цилиндры с упором расположили над пластырем. Дорнирующую головку конструктивно оформили в самостоятельный узел и закрепили на полой связующей штанге под пластырем. Рабочий ход силовых цилиндров для предварительного протягивания дорнирующей головки через пластырь на первом этапе запрессовки составляет 1500 мм вместо 500 мм. Количество силовых цилиндров увеличено с двух до трех. Давление в дорнирую-щую головку поступает при заходе ее подвижных калибрующих секторов в пластырь, что значительно снижает осевые усилия.
В устройстве типа ДОРН-2 усовершенствована работа якоря (рис. 6.22), благодаря чему можно вводить дорнирующую головку в пластырь без давления, а также производить его повторную калибровку без подъема устройства на поверхность с сохранением давления в головке при транспортном (отключенном) положении якоря.
Определяющую роль в работе устройства выполняет дор-нирующая головка, функции которой заключаются в предварительном расширении и окончательном сопряжении пластыря с обсадной колонной.
258
Рис. 6.22. Схема работы ДОРН-2:
I этап — спуск устройства к дефекту обсадной трубы в скважине и якорение, II этап — заход формирующей головки в пластырь без давления и автоматическая подача давления в головку, III этап — окончание рабочего хода головки для сцепления пластыря и отключения якоря, IV этап — протяжка головки на выход из пластыря при его расширении, 1 — длина захода головки в пластырь без давления, I, — рабочий ход головки при наличии упора
Рис. 6.23. Дорнирующие головки к устройствам типа ДОРН:
а — механическая: 1 — корпус, 2 — цанговые калибрующие плечики с упругими свойствами материала,
б — механическая: I — комбинированный конус с цанговыми калибрующими плечиками, 2 — расширяющий конус,
в — механическая: 1 — калибрующие плечики «ласточкин хвост», 2 — конус с направляющими «ласточкиного хвоста»,
г — гидравлическая с гладким конусом: 1 — корпус 2 — гладкий конус, 3 — манжета, 4 — калибрующие секторы,
д — гидравлическая с профильным конусом: 1 — профильный конус, 2 — корпус 3 — манжета 4 — калибрующие
секторы,
е — гидромеханическая: ж, з — гидравлические
6.24. Конструкции манжет
Проведены исследования и разработано несколько типов дорнирующих головок, которые по принципу действия разделяются на гидравлические, механические и гидромеханические (рис. 623).
Гидравлическая дорнирующая головка от разработки до внедрения в серийное производство претерпела ряд изменений. В первом (рис. 6 23, а) и втором (рис 6 23, б) исполнениях головка была составной частью силовых цилиндров и имела ряд конструктивных и эксплуатационных недостатков; коэффициент успешности этих головок был низким
После совершенствования и модернизации гидравлическая головка конструктивно оформилась в самостоятельный узел (рис 6 23, г, д.). Она состоит из корпуса, конусного пуансона, самоуплотняющейся упругой диафрагмы (манжеты) и подвижных калибрующих секторов
Существенным преимуществом усовершенствованной гидравлической дорнирующей головки, в отличие от механических, в том числе и американского производства, является то, что она позволяет с помощью подвижных калибрующих секторов, не меняя их, устанавливать пластырь как с положительным, так и с отрицательным натягом в обсадной колонне для всех толщин стенок одного типоразмера, причем не только с цилиндрическим, но и с овальным поперечным сечением колонны Кроме того, она дает возможность осуществлять многоразовую калибровку пластыря под давлением без подъема уст-
261
ройства на поверхность и регулировать с поверхности радиальные усилия на нее.
Конструктивным изменениям и существенной доработке подвергалась манжета (рис. 6.24).
Одни конструкции манжет, применяемые в гидравлической дорнирующей головке устройства ДОРН-1 (рис. 6.24, а, б, в), оказались неработоспособными, а другие (рис. 6.24, г, д) выдерживают на отказ не более пяти операций. Наилучшие показатели по надежности и долговечности имеет манжета (рис. 6.24, е), которая в 1984 г. была разработана на заводе «Электрон» (г. Тюмень).
Манжета (рис. 6.24, ж) применяется в гидравлической головке (см. рис. 6.21, г) и гидравлическом якоре (рис. 6.25) устройства ДОРН-2. По надежности и долговечности она показала хорошие результаты. После 10-летнего хранения и 50-разового испытания манжеты дефектов не обнаружено.
Конструктивным изменением подвергся также конус, выполняющий роль предварительного расширителя пластыря как по размерам угла захода, так и по форме. Экспериментальные испытания показали, что наименьшие усилия предварительного расширения пластыря в обсадной колонне получены при использовании дорнирующей головки, оснащенной гладким конусом (см. рис. 6.23, г) с углом захода 20°.
Профильный конус (см. рис. 6.23, д) расширяет пластырь с усилием в два раза большим, чем гладкий (рис. 6.26). Краткая характеристика устройств типа ДОРН моделей Д-1 и Д-2 приведена в табл. 6.2.
В настоящее время продолжается совершенствование и модернизация отдельных узлов и деталей в целях
РИС. 6.25. Гидравлический повышения надежности якорь устройства ДОРН-2: работы устройства ДОРН 1 — шток, 2 — корпус, и улучшения качества ре-5 - ™4 ПЛЭШКИ' монта скважин. Так, в кон-
262
струкцию введен шламосборник для улавливания песка и других посторонних предметов в жидкости, поступающей в устройство. Ведется разработка гальванического покрытия (хромирования) штоков, наносимого на внутреннюю поверхность силовых цилиндров, что значительно увеличит срок служ- -4,0 -3,0 бы устройств.
Усовершенствована циркуляционная система. Разработан комбинированный клапан, который позволяет перекрывать сливное отверстие при со-
N,kH
Рис. 6.26. Зависимость осевых усилий от величины натяга при установке (расширении) пластыря в обсадной трубе диаметром 146 мм:
1 — усилие протяжки гладким конусом (Д-2),
2 — усилие протяжки профильным конусом (Д-1);
3 — суммарное усилие протяжки головкой под давлением 12 МПа с гладким конусом (Д-2), 4 — суммарное усилие протяжки головкой под давлением 12 МПа с профильным конусом (Д-1)
здании давления в системе и открывать его после сброса избыточного давления. Клапан прост в изготовлении, меньше по габаритам и массе в сравнении с применяемым в ДОРН-1.
Сравнительная характеристика технического уровня зарубежных и отечественных устройств для установки пластырей в обсадной колонне приведена в табл. 6.3.
Краткая техническая характеристика устройств
Таблица62
Показатель Шифр устройства
Д-1 46 (Д 168-1) Д-1 46-2
Наружный диаметр ремонтируемой
обсадной колонны, мм 146 (168) 146
Длина пластыря, м До 12 До 12
Толщина стенок пластыря, мм До 4 До 4
Рабочий ход дорнирующей головки, мм 1500 1500
Радиальный рабочий ход дожимных
(калибрующих) секторов, мм 6,5(8) 6,5
Максимальное избыточное давление
в устройстве, МПа 12(15) 20
Осевые усилия, развиваемые
устройством, кН До 230 До 230
263
Продолжение таблицы62
Показатель Шифр устройства
Д- 146 (Д168-1) Д- 146-2
Осевые усилия сдвига якоря по стенке обсадной трубы, кН, при давлении в якоре, МПа 10 100
15 — 200
20 — <300
Габаритный (транспортный) диаметр, мм Длина устройства при длине пластыря 12 м, м Масса устройства без пластыря, кг 166(129) 22 513(532) 118 16 250
ТаблицабЗ
Сравнительная характеристика технического уровня зарубежных (США) и отечественных (ВНИИКРнефть) устройств для установки пластырей в обсадной колонне
Показатель Модель устройства
фирмы «Хомко» ДОРН-1 ДОРН-2 фирмы «Лайенс»
Максимальные осевые
усилия, 179 231 300 —
развиваемые при (334 при
давлении 28 МПа)
15 МПа, кН
Максимальное избыточ-
ное давление в рабочей
полости устройства, МПа 28 15 25 14—21
Число рабочих цилиндров 2 3 — —
Рабочий ход дорнирую-
щей головки, мм 1500 1500 1500 —
Радиальный рабочий ход
дожимных элементов
дорнирующей головки, мм 2,5 6,5 6,5 15,5
Число сменных комплек-
тов (дожимных элемен-
тов) на один типоразмер
обсадной трубы 5 1 1 1
Способность управлять
радиальными нагрузками
дожимных элементов
дорнирующей головки — + + +
264
Продолжение таблицы 63
Показатель Модель устройства
фирмы «Хомко» ДОРН-1 ДОРН-2 фирмы «Лайенс»
Способность захода
дожимных элементов »t * " ,
дорнирующей головки
в пластырь без создания
на них осевой (радиаль-
ной) нагрузки — + + +
Способность дорнирую-
щей головки к повтор-
ным операциям при
дожатии пластыря уве-
личением радиальных
нагрузок на дожимные
элементы без подъема
инструмента на поверх-
ность — + + —
Количество спуско-подъе-
мных операций инстру-
мента при установке
пластыря 1 1 1 2
(при необ- ( 1 -я опера-
ходимости ция — эла-
для калиб- стичным
~° ровки произ- баллоном,
водится 2-я 2-я — ро-
операция — ликовой
роликовой оправкой) оправкой)
Масса, кг.
без учета пластыря 570 513 350 192
с учетом пластыря
длиной 690 633 370 312
12 м
Габаритные размеры
диаметр, мм 116,78 116 118 108
длина с учетом пластыря 21,5 22,2 16 4,54
длиной 12 м, м
Транспортировку пластыря в скважину и установку его на дефект обсадной колонны производят устройством ДОРН.
Контроль качества установки пластыря осуществляют опрес-совочной головкой без подъема устройства ДОРН на устье.
265
Выбор и подготовка пластыря
Пластырь, предназначенный для восстановления герметичности обсадной колонны, выбирают по длине и диаметру в зависимости от размера дефекта и внутреннего диаметра обсадной колонны.
Длину пластыря определяют по формуле
L=1A+21, (6.6)
где 1Д — длина дефекта по образующей обсадной колонне; 1 — длина отрезка от торца пластыря до дефекта,
(6.7)
где R — радиус срединной поверхности пластыря после придания ему цилиндрической формы;
h — толщина стенки пластыря;
ц — коэффициент Пуассона.
С учетом накопленного опыта и технических возможностей при изготовлении трубных заготовок длину пластыря без сварки встык принимают от 3 до 9 м.
Периметр пластыря в поперечном сечении берут равным внутреннему периметру обсадной колонны в месте ее негерметичности или несколько больше его, так как натяг не должен превышать + 3,5%. При этом осевые усилия запрессовки будут не более 200 кН.
При установке пластыря с применением гидравлической дорнирующей головки натяг пластыря рекомендуется применять от — 3,5 до +3,5% по периметру поперечного сечения внутреннего диаметра ремонтируемого участка обсадной колонны. В случае применения пластыря с отрицательным натягом давление в головке повышается до 30—50%.
Перед спуском в скважину наружную поверхность пластыря покрывают герметизирующим составом толщиной не более 1 мм. На нижний конец пластыря, надеваемый на конус дорнирующей головки на участке длиной 300 мм, покрытие не наносят. Этот участок обеспечивает достаточно надежное предварительное сцепление с обсадной колонной.
Выдержка перед нанесением герметизирующего покрытия до спуска пластыря в скважину определяется временем схватывания (затвердения) герметизирующего материала.
Так, гуммировочный состав на основе наирита (НТ) по ТУ 30-10518-77 рекомендуется наносить за несколько суток и
266
освежать последним слоем за 2—3 ч. до спуска в скважину; применение полимерного состава на основе эпоксидных смол ЭД-5, ЭД-6 не должно превышать 2—4 ч.
Подготовка ДОРН к работе
Перед спуском в скважину ДОРН расконсервируют, укомплектовывают штангами с учетом длины пластыря, собирают и испытывают на герметичность и на рабочий ход поршней в ДОРН-1 и штанги в ДОРН-2.
Пос\е проверки, устранения неисправностей и испытания устройство разбирают на узлы для транспортировки, сборки и монтажа на скважине.
Узлы ДОРН-1: дорнирующая головка, набор штанг, силовые цилиндры, клапанная циркуляционная система.
Узлы ДОРН-2: дорнирующая головка, набор штанг, якорь, клапанная циркуляционная система.
1i Монтаж устройства перед спуском в скважину
'' 1. Устройство типа ДОРН-1 (см. рис. 6.21, в) собирают первоначально на мостках двумя секциями.
Первую секцию комплектуют дорнирующей головкой, набором штанг, переводником, пластырем и технологическим хомутом, который вставляют между пластырем и переводником, а вторую — силовыми цилиндрами и циркуляционными клапанами.
Затем первую и вторую секции последовательно спускают в скважину, свинчивают между собой, убирают технологический хомут. При этом в каждую секцию заливают жидкость (воду).
После этого устройство в комплекте с пластырем готово к спуску в скважину.
2. Устройство типа ДОРН-2 (см. рис. 6.22, г) собирают на мостках в комплекте с пластырем в полном объеме, затем с помощью консольного крана или талевой системы поднимают и спускают в скважину. Допускается циркуляционные клапаны (комбинированный клапан) монтировать непосредственно над устьем.
В устройство заливают воду, и оно готово к спуску в скважину.
Спуск пластыря в интервал нарушения
1. Устройство в сборе с пластырем спускают в скважину плавно, без рывков, со скоростью не более 6 м/с, на
267
насосно-компрессорных трубах, опрессовыванных гидравлическим давлением на 20 МПа.
Пластырь спускают в скважину так, чтобы его середина была размещена против дефекта. Для предотвращения заклинивания спуск устройства контролируют индикатором веса.
Заполнение инструмента жидкостью при спуске осуществляется через заливной клапан.
Глубину спуска пластыря к месту его установки контролируют набором труб (свечей), длина которых заранее известна.
Индикатором веса фиксируются показания нагрузки от веса инструмента после спуска к месту дефекта.
2. К колонне труб, спущенных в скважину с устройством, подсоединяют нагнетательную систему, напорный шланг которой позволяет поднимать инструмент на высоту Н = L + 2м, где L — длина пластыря, м.
Установка пластыря
А. Установка пластыря по 1 схеме (рис. 6.27).
1. В системе создается избыточное гидравлическое давление до 15—18МПа. При достижении давления 3—9 МПа в устройстве срезаются транспортные штифты, а при 15—18 МПа начинается первый предварительный этап установки пластыря протягиванием дорнирующей головки через пластырь силовыми цилиндрами на длину хода 1500 мм.
При этом в дорнирующую головку давление поступает после захода ее секторов в пластырь. Длина захода — 200 мм. Инструмент разгружается от собственного веса (стрелка индикатора веса становится на 0).
Первый предварительный этап запрессовки обеспечивает удерживающую силу сцепления пластыря с обсадной колонной, позволяет освободить упор пластыря. Об окончании первого предварительного этапа запрессовки пластыря свидетельствует быстрый рост давления на манометре насосно-цементи-ровочного агрегата.
После выдержки под давлением 8—10 мин. давление снимается. Первый этап протяжки дорнирующей головки окончен.
2. Второй этап запрессовки пластыря на всей оставшейся длине осуществляется подъемом устройства с сохранением давления 15—18 МПа в дорнирующей головке со скоростью не более 6 м/мин. После прохода дорнирущей головки через пластырь снимается давление в системе. Операция установки пластыря окончена.
Б. Установка пластыря по II схеме (рис. 6.28). '"
268
Рис. 6.27. Схема установки пластыря устройством ДОРН-1:
а — спуск устройства с пластырем к дефекту (1 этап), б — заход головки в пластырь без давления на отрезке — протяжка силовыми цилиндрами (II этап), в — расширение пластыря головкой на отрезке — предварительное сцепление пластыря с обсадной колонной протяжкой силовыми цилиндрами (III этап), г — расширение пластыря головкой при подъеме инструмента (IV этап),
1 — гидравлическая дорнирующая головка 2 — штанга, 3 — упор пластыря, 4 — силовые цилиндры, 5 — циркуляционные клапаны, 6 — обсадная колонна, 7 — пластырь, 8 — поврежденный участок обсадной трубы
Рис. 6.28. Схема установки пластыря устройством ДОРН-2:
а — спуск устройства с пластырем к дефекту и якорение (I этап), б — заход головки в пластырь без давления на отрезке (II этап), в — расширение пластыря и отключение якоря — снятие упора (III этап), г — расширение пластыря на выход головки без упора (IV этап)
1 — гидравлическая дорниругощая головка, 2 — штанга, 3 — пластырь 4 — упор, 5 — якорь, 6 — циркуляционные клапаны 7 — обсадная труба, 8 — дефект, 9 — цанговые ограничители
1. В системе создается избыточное гидравлическое давление до 20—25 МПа для сцепления якоря Через 5—10 мин. оно снижается до 15—18 МПа и начинается плавный подъем (скорость не выше 6 м/мин.) инструмента, который продолжается до момента выхода дорнирующей головки из пластыря.
В момент создания давления в системе якорь контактирует своими плашками со стенкой обсадной колонны, а в дорниру-ющую головку давление поступает после захода секторов в пластырь. Ход головки без давления равен 260 мм.
Момент якорения фиксируется на индикаторе веса увеличением нагрузки при подъеме инструмента (протяжки дорнирующей головки через пластырь), а момент создания давления в дорнирующей головке — колебаниями стрелки манометра. Якорь автоматически отключается от обсадной колонны после рабочего хода 1,5 м с сохранением давления в дорнирующей головке до полного выхода ее из пластыря. После этого давление снимается. Операция установки пластыря окончена.
В целях напряжения контакта пластыря с обсадной колонной и повышения надежности герметизации ремонтируемого участка производят один — три раза калибровку пластыря дорнирующей головкой под давлением. Для этого дорнирующую головку спускают без давления в системе до первоначальной отметки и протягивают под давлением до выхода ее из пластыря. При этом допускается увеличивать давление на дорнирующую головку до 50% к первоначальному; осевое усилие при протяжке будет значительно ниже.
Подъем устройства на поверхность
1. Устройство поднимают на поверхность после калибровки пластыря в том случае, если испытание (опрес-совка) отремонтированного участка обсадной колонны осуществляется двойным пакером.
Перед подъемом внутрь сливного клапана по колонне труб спускают стержень диаметром 25 мм и длиной 2 м, от удара которого по крестовине ниппель перемещается вниз и открывает отверстия клапана для слива жидкости. Об открытии отверстий свидетельствует подъем уровня жидкости в трубах и отсутствие жидкости в поднятой трубе (свече) при ее отвинчивании.
2. После открытия отверстий сливного клапана производят подъем инструмента со скоростью до 6 м/с.
3. Подъем и разборку устройства на секции по 1 схеме осуществляют в последовательности, обратной сборке и спуску.
271
По II схеме устройство поднимают полностью и укладывают на мостки.
4. После подъема устройство разбирают на узлы, промывают и отправляют в цех для профилактики и ремонта, затем консервируют.
6.4.8. ОПРЕССОВКА ОТРЕМОНТИРОВАННОЙ ОБСАДНОЙ КОЛОННЫ
Качество ремонта колонны определяют как наружным, так и внутренним давлением. Время выдержки — 30 мин.
Наружная опрессовка обеспечивается снижением уровня в колонне (опорожнением) до расчетной по техническим условиям эксплуатации скважины.
Внутренняя опрессовка обеспечивается созданием избыточного расчетного давления как всей колонны, так и локально отремонтированного ее участка.
А. Опрессовка колонны без подъема устройства на поверхность через опрессовочную головку.
Такой способ опрессовки сокращает одну спуско-подъем-ную операцию, экономит время и снижает стоимость ремонта.
В случае негерметичности операцию «калибровка пластыря дорнирующей головкой» повторяют один — три раза, повышая в ней давление до 18—20 МПа. Опрессовку повторяют.
Б. Опрессовка отремонтированного участка обсадной колонны двойным пакером (операция X).
1. Двойной пакер спускают в скважину к месту опрессовки участка и устанавливают так, чтобы пластырь находился между резиновыми баллонами пакера. Длину штанг между ними принимают на 500 мм больше длины пластыря.
Трубы заполняют жидкостью при спуске в скважину через обратный клапан пакера.
2. Через опрессовочную головку создается гидравлическое давление в трубах до 10 (15) МПа. При этом осуществляется распакеровка резиновых баллонов и параллельно создается давление через отверстия штанги между баллонами на стенки и торцы установленного пластыря.
В случае появления расхода жидкости и падения давления пакер поднимают и повторяют операцию калибровки пластыря, спуская в скважину дорнирующую головку с циркуляционными клапанами без силовых цилиндров (якоря) и повышая давление до 18 (20) МПа.
272
При положительных результатах опрессовки ремонт скважины заканчивают и ее сдают в эксплуатацию, оформив соответствующий акт.
Для локальной опрессовки обсадной колонны можно использовать устройство, показанное на рис. 6.29.
Устройство состоит из корпуса 14 с переливными отверстиями 1, 4 и нагнетательным 12. Внутри корпуса размещены верхняя 9 и нижняя 16 подвижные втулки с уплотнитель-ными элементами 17 и срезными штифтами 5. Верхняя втулка снабжена пружиной 8, а ниже ее расположена шпилевая опора 10 под шар 7. На седле нижней втулки 16 размещен шар 15, а самоуплотняющиеся манжеты 11 закреплены на корпусе воронками друг к другу.
В скважину устройство спускают на насосно-компрессорных трубах 6 к установленному пластырю 13 на дефект 3 обсадной колонны 2.
При спуске устройства в скважину заполнение инструмента жидкостью и перелив ее, минуя верхнюю манжету, осуществляется через переливные 4 и напорные 12 отверстия.
После ориентации устройства для опрессовки заданного участка содается избыточное опрессовочное давление, при этом отверстие 4 перекрывается втулкой 9, сохраняя прямой канал связи манжеты за счет наличия пружины 8 и шпилевой опоры 10.
После опрессовки заданного участка на шар 15 создается избыточное давление несколько выше опрессовочного, и втулка, перемещаясь вниз, открывает переливное отверстие 1. При этом происходит перелив жидкости в колонне, минуя нижнюю манжету, и слив ее при подъеме инструмента.
18 Заказ 129
273
15
16
17
Рис. 6.29. Устройство для локальной опрессовки обсадной колонны
6.4.9. АВАРИИ ПРИ РЕМОНТЕ ОБСАДНЫХ КОЛОНН
В процессе установки металлических пластырей на негерметичный дефект обсадных колонн возникают осложнения и аварии, для предотвращения и ликвидации которых необходимо знать виды, причины появления и пути их преодоления.
К наиболее характерным и часто встречающимся видам осложнений и аварий относятся:
негерметичность дефекта после установки пластыря;
установка пластыря не на месте дефекта;
заклинивание устройства в пластыре;
обрыв инструмента при протяжке устройства через плас* тырь или при посадке в колонне;
потеря устойчивости пластыря на смятие;
сползание пластыря с дефекта после его установки.
Причины, повлекшие за собой осложнения или аварии, можно разделить на три категории: технологические, технические и организационные.
Технологические причины
1. Отсутствие или некачественное нанесение герметизирующего материала на пластырь.
2. Отсутствие сведений о форме, характере и размерах дефекта колонны.
3. Неточная информация о месте нахождения дефекта.
4. Некачественное и непрочное сопряжение пластыря со стенкой обсадной трубы при расширении пластыря малыми радиальными нагрузками. Пластырь имеет форму многогранника и продольные каналы между обсадной трубой. Калибровка пластыря — повторные проходы расширителем — не выполнялась.
5. Не обеспечено достаточное сопряжение пластыря с колонной на первом этапе его установки. Пластырь сползает по колонне после снятия его упора.
6. Шаблонирование колонны не производилось или производилось шаблоном другого размера.
7. Наличие смятия или значительной овальности обсадной колонны не устранено.
8. Лишнее количество повторных проходов расширителем при установке пластыря, особенно при перекрытии дефекта в виде трещины. Размер трещины увеличивается.
274
Технические причины
1 Использование пластыря некачественного по химическому составу, механическим свойствам, термообработке и с наличием физических дефектов (разностенность, раковины, трещины и т п )
2 Дефект колонны не перекрыт по концам или мало перекрыт пластырем
3 Неправильный выбор толщины стенки пластыря
4 Перекрытие дефекта, форма, размер и характер которого не предусматривают использование пластыря
5 Установка пластыря на значительно прокорродировав-шую стенку обсадной колонны
Организационные причины
1 Использование неисправного инструмента (устройств, насосно-компрессорных труб) и другого оборудования при ремонте скважин
2 Отсутствие контрольно-измерительных приборов или пренебрежение ими
3 Нарушение нормативных параметров и режимов технологического процесса и технических возможностей инструмента и оборудования
4 Выполнение работ неквалифицированными кадрами
5 Нарушение правил техники безопасности и утвержденных технических и организационных мероприятий по выполнению указанных работ
6.4.10 ВЫБОР РЕЖИМОВ РЕМОНТА ОБСАДНЫХ КОЛОНН СТАЛЬНЫМИ ПЛАСТЫРЯМИ
Качество и эффективность восстановления герметичности обсадных колонн достигаются выбором оптимальных параметров и режимов ремонта, установкой на дефект тонкостенных продольно-гофрированных стальных пластырей
К основным параметрам относятся
максимально допустимый перепад давления в зоне дефекта после установки пластыря,
осевые усилия, необходимые для расширения пластыря до сопряжения с обсадной колонной при протяжке дорнирующе-го инструмента через пластырь,
минимально допустимая длина сцепления пластыря с обсадной колонной в процессе его установки,
минимально допустимая длина пластыря для перекрытия дефекта в обсадной колонне,
18'
275
минимально допустимые усилия выпрессовки (сдвига) пластыря в обсадной колонне;
минимально допустимые усилия сцепления якоря (упора пластыря) с обсадной колонной в процессе расширения пластыря.
6.4.11. ПЕРСПЕКТИВЫ ДАЛЬНЕЙШЕГО СОВЕРШЕНСТВОВАНИЯ СРЕДСТВ И ТЕХНОЛОГИИ РЕМОНТА ОБСАДНЫХ КОЛОНН ПЛАСТЫРЯМИ И РАСШИРЕНИЕ ОБЛАСТИ ИХ ПРИМЕНЕНИЯ
Важнейшие факторы ускорения научно-технического прогресса как главного рычага повышения эффективности производства — сокращение трудоемкости, снижение материалоемкости, энергоемкости и упрощение производственно-технологических процессов, другими словами, применение интенсивной технологии производства.
Использование при ремонте обсадных колонн гофрированных стальных пластырей является прогрессивной технологией в сравнении с существующими в отечественной практике методами ремонта скважин (повторное цементирование, замена колонны, спуск хвостовика и др.). Это позволяет исключить потребность в тампонажных цементах, снизить металлоемкость, упростить технологический процесс, сократить трудоемкость и время ремонта, увеличить межремонтный период (время эффекта). Кроме того, значительно улучшается охрана окружающей среды в результате исключения тампонажных работ и промывок скважин, которые применялись при разбуривании остающегося цементного раствора в обсадной колонне.
Тем не менее внедрение существующей технологии и средств установки пластырей не решает всех существующих проблем ремонта обсадных колонн.
Так, устройство для спуска и установки пластырей на дефект обсадных колонн ДОРН-1 очень громоздко, металлоемко, неудобно в обслуживании, кроме того, не исключена взаимозависимость осевых и радиальных нагрузок при установке пластыря на первом этапе.
Совершенствование основной операции технологического процесса — транспортировки пластыря на дефект — направлено на достижение следующих целей:
простоты конструкции и эксплуатации устройства для транспортировки и установки пластыря,
возможности установки пластырей в глубоких скважинах;
снижение металлоемкости и трудоемкости при изготовлении устройства;
276
простоты и эффективности установки пластыря.
К наиболее эффективным методам герметизации обсадных колонн в перспективе можно отнести установку пластыря на дефект обсадной колонны с постоянным его упором; после закачки тампонажного материала через дефект колонны при одной спуско-подъемной операции; за счет гидравлического давления непосредственно на внутреннюю его поверхность; методом набухания материала, расширяющего пластырь при непосредственном контакте с его внутренней поверхностью, а также использование пластыря, изготовленного из материала, обладающего эффектом «памяти формы».
Конструкция и принцип действия устройств для реализации указанных методов рассматриваются ниже.
Установка пластыря на дефект обсадных колонн с постоянным его упором
При герметизации обсадных колонн стальными пластырями в скважинах на глубине 2500 м возникает ряд проблем:
необходимость применения труб с повышенной прочностью, что требует дополнительных материальных затрат;
отсутствие возможности в устройствах типа ДОРН-1 и ДОРН-2 повышать давление в процессе протяжки дорнирую-щей головки через пластырь, вследствие чего не исключается сдвиг его по колонне и герметизация обсадной колонны не достигается; кроме того, при заклинивании дорнирующей головки в пластыре требуется проведение дополнительных работ по ликвидации аварии, и устройство (дорнирующая головка) приходит в непригодное состояние.
Указанные проблемы решены в устройстве типа ДОРН-3, которое имеет принципиальное отличие от ДОРН-1 и ДОРН-2: в нем установка стального пластыря производится по схеме «сверху вниз» в глубоких скважинах. Это отличие позволяет:
исключить попадание металлических предметов и твердых частиц между обсадной колонной и пластырем в процессе его установки и, следовательно, повысить коэффициент успешности ремонта;
устанавливать пластыри без осевой (растягивающей) нагрузки на инструмент (насосно-компрессорные или бурильные трубы);
использовать пластыри предпочтительно с нулевым и отрицательным периметром, что также повышает коэффициент успешности ремонта;
277
не применять левые резьбы и аварийные отвороты в устройствах;
оставлять в скважине в случае аварийной ситуации только срезные штифты и упорные полушайбы;
работать с минимально необходимым избыточным давлением жидкости в системе, а значит, и с минимальной радиальной нагрузкой на дорнирующую головку при проходах ее в пластыре, что обеспечивает благоприятные условия ремонта скважин с длительным периодом эксплуатации и значительной коррозией обсадных колонн;
ликвидировать незначительное смятие обсадной колонны в местах посадки устройства (инструмента); в этом случае необходимо работать только дорнирующеи головкой без пластыря.
Данное устройство целесообразно применять для ремонта скважин с дефектами на глубине 1000 м и более, так как при этом используется частично вес инструмента (НКТ) для осадки его вниз при расширении нижнего участка пластыря.
Принцип работы устройства
После спуска устройства (рис. 6.30) в сборе с пластырем 13 на бурильных или насосно-компрессорных трубах 2 в скважину на заданную глубину в системе создается избыточное давление. Жидкость под давлением поступает в силовой толкатель 4 и через отверстия 8 штока 6 создает усилия на поршни 7, приводя в движение цилиндры 5, соединенные с подвижной гидравлической дорнирующеи головкой 10.
Запрессовка гофрированного пластыря 13 к внутренней стенке обсадной трубы 9 для перекрытия дефекта 1 осуществляется при продавливании дорнирующеи головки 10 через пластырь силовым толкателем 4. При этом предварительное расширение пластыря обеспечивается конусным пуансоном 21, а окончательное — до полного контакта с обсадной трубой — калибрующими секторами 20. Причем заход на отрезке 1[ калибрующих секторов 20 дорнирующеи головки 10 осуществляется без давления в головке за счет изоляции напорного отверстия 22.
После захода секторов 20 в пластырь 13 жидкость под давлением автоматически поступает через напорные отверстия 22 и 19 на самоуплотняющуюся эластичную диафрагму 18, что обеспечивает радиальное расширение секторов 20.
Заданное избыточное давление жидкости на калибрующие секторы при продавливании дорнирующеи головки по штанге 15 на отрезке 12 ее хода поддерживается благодаря промежу-
278
Рис. 6.30. Устройство типа ДОРН модификации Д-3:
а — ориентация пластыря на дефект, б — расширение пластыря дорнирующей головкой при первом цикле, в — расширение пластыря дорнирующей головкой при очередном цикле, г — выход дорнирующей головки из пластыря при последнем цикле движения цилиндра, д — дорнирующая головка в разрезе, е — очередное зацепление цангового упора с пластырем
точной напорной камере 17, которая при перемещении на штанге 15 соединяется с каналом жидкости через отверстие 22.
По окончании первого прохода дорнирующей головкой рабочего хода (L = l, + 12) снимают гидравлическое давление в системе и осаждают (заряжают) силовой гидротолкатель 4 путем спуска НКТ на величину хода головки, отрезок которого соответствует ходу головки, находящейся под давлением. Очередной цанговый упор 12 в это время выходит из пластыря и, контактируя с его торцом, выполняет роль упора Затем повторно создают гидравлическое давление в системе и повторяют под давлением процесс продвижения дорнирующей головки в пластыре.
Циклы продвижения дорнирующей головки через пластырь повторяют до выхода головки из пластыря.
Устройство позволяет осуществлять повторные проходы (калибровку) дорнирующей головкой через установленный пластырь при расчетном гидравлическом давлении в системе за счет общего веса спускаемых труб и устройства сверху вниз или дополнительной расчетной осевой нагрузки на крюк при подъеме устройства снизу вверх.
Заполнение жидкостью труб при спуске и слив ее при подъеме осуществляются через циркуляционный клапан 3
Для предотвращения преждевременного расширения пластыря в процессе спуска в скважину в дорнирующей головке устройства предусмотрен стопорный срезной штифт.
С целью беспрепятственного извлечения на поверхность устройства в осложнившихся условиях в момент установки пластыря упоры 14 снабжены левыми отворотами.
Универсальный клапан
Универсальный клапан (рис. 6.31) применяется в устройствах для заполнения и слива жидкости при спуске и подъеме инструмента, используемого в скважине. Этот клапан повышает надежность эксплуатации и успешность его функционального назначения, прост и технологичен в изготовлении и обслуживании.
Клапан состоит из корпуса 5 с переливными отверстиями 3, 12 и расширенной полостью 6. Внутри него размещены верхняя 1 и нижняя 11 подвижные втулки с уплотнительными элементами 2 и срезными штифтами 4 и 9. Под втулками расположены шпилевые опоры 7 под шары 8, причем нижняя втулка 11 имеет пружину 10.
Принцип работы клапана заключается в следующем В про-
280
Рис. 6.31. Универсальный клапан:
а — отверстия открыты для заполнения инструмента жидкостью при спуске в скважину, б — отверстия перекрыты канал прямой связи открыт, в — отверстия открыты для слива жидкости при подъеме инструмента
цессе спуска устройства в скважину полость насосно-комп-рессорных или бурильных труб заполняется жидкостью через отверстия 12 клапана. После спуска и заполнения жидкостью в инструменте создается избыточное давление на нижний шар
8, и отверстия 12 перекрываются втулкой 11 после среза штифта
9, сохраняя прямой канал связи благодаря наличию пружины 10 и шпилевой опоры 7.
Перед подъемом инструмента на поверхность в полость труб
281
спускают шар 8 и создают избыточное давление После того, как шар 8 достигнет седла верхней втулки 1 и перекроет канал, втулка 1 срезает штифт 4 и, перемещаясь в расширенную полость 6, открывает отверстия 3, обеспечивая слив жидкости из труб в скважину при их подъеме.
Благодаря наличию шпилевой опоры канал связи в клапане не перекрывается. Это позволяет при необходимости обеспечить избыточное давление в устройстве за счет повышения производительности насосного агрегата
Установка пластыря после закачки тампонажного материала через дефект обсадной колонны в процессе одной спуско-подъемной операции
С целью повышения качества герметизации затрубного пространства часто возникает необходимость после закачки тампонажного материала через дефект или перфорацию обсадной колонны устанавливать металлический тонкостенный пластырь Сокращение интервала между закачкой там-понажкого материала и установкой пластыря гарантирует повышение качества ремонта. Это может быть достигнуто последовательным выполнением обоих видов работ в процессе одной спуско-подъемной операции.
Совмещенная в одну спуско-подъемную операцию последующая установка пластыря после прокачивания тампонажного материала через дефект обсадной колонны может быть реализована при использовании специальной цементировочной камеры-приставки (рис. 6 32, в)
Цементировочную камеру монтируют под устройством, которое обеспечивает установку пластыря, и в сборе с ним спускают на насосно-компрессорных или бурильных трубах в скважину к месту дефекта обсадной колонны (рис. 6.32, а)
Закачка тампонажного материала и установка пластыря осуществляются следующим образом
Устройство в сборе с пластырем и цементировочной камерой 2 спускают в скважину так, чтобы ее радиальное отверстие 4 было расположено напротив дефекта 3 обсадной колонны 7. После этого закачивают расчетную порцию тампонажного раствора в затрубное пространство по известной технологии через отверстия камеры и дефект обсадной колонны При этом уплотнительные элементы 5 препятствуют распространению тампонажного материала по колонне труб. По окончании закачки тампонажного раствора и продавки его за колонну
282
Рис. 6.32. Устройство типа ДОРН модификации Д-4:
а — ориентация цементировочной камеры на дефект при спуске устройства в скважину, б — ориентация пластыря на дефект колонны, в — цементировочная камера в разрезе
через дефект шар 12 спускается по НКТ в седло втулки 13 и создается избыточное расчетное давление жидкости С помощью шара и давления срезаются средние штифты, а втулка 13, перемещаясь вниз, перекрывает отверстие 4, одновременно открывая обводной канал 14 в его верхней части Под действием избыточного давления выталкивается заглушка 8, освобождая обводной канал в его нижней части, а пробка 15 после среза ее штифтов перемещается в карман 17 и задерживается вместе с заглушкой 8 на крестовине 18, обеспечивая поток жидкости в устройство. Затем давление жидкости снимают, устройство приподнимают с ориентацией середины пластыря 11 против дефекта 3 и устанавливают пластырь в интервале дефекта обсадной трубы по известной технологии.
Для слива жидкости при подъеме инструмента на поверхность по окончании процесса ремонта устройство снабжено сливным клапаном 1, который расположен над цементировочной камерой
Совмещенный метод ремонта позволяет повысить запас прочности ремонтируемого участка обсадной трубы и коэф-
283
фициент успешности, увеличить межремонтный период, уменьшить расход тампонажных материалов, сократить трудовые и энергетические затраты, обеспечить значительный экономический эффект.
Установка пластыря гидравлическим давлением непосредственно на его внутреннюю поверхность
Одним из простых в изготовлении и несложных в обслуживании и эксплуатации является устройство для установки пластыря, принцип действия которого основан на создании гидравлического давления непосредственно на его внутреннюю поверхность.
Такое устройство позволяет производить ремонт обсадных колонн в скважинах практически на любой глубине.
Использование настоящего устройства для установки пластыря обеспечивается благодаря изготовлению его в комбинации с дорнирующей головкой.
Применение продольно-гофрированного металлического пластыря с цилиндрическими концевыми участками длиной 1,5—2 м (рис. 6.33, а) и размещение в них уплотнительных элементов обеспечивают надежную герметизацию внутренней полости пластыря при расширении его гидравлическим давлением, а равный габаритный диаметр концевых и средней частей пластыря обеспечивает на всей его длине заданный зазор при спуске в обсадную колонну.
Принцип установки пластыря и работа устройства
Устройство спускают на насосно-компрессорных трубах к месту дефекта 4 обсадной колонны 3 (рис. 6.33).
После спуска устройства в сборе с пластырем на насосно-компрессорных трубах в скважину к месту дефекта 4 в обсадной колонне 3 на штанге 10 через перфорацию 9 на внутреннюю полость пластыря 5 подают жидкость и создают гидравлическое давление, обеспечивающее расширение и прижатие до полного контакта гофрированной части пластыря 1 с внутренней стенкой обсадной колонны.
Герметизация внутренней полости пластыря при создании давления осуществляется уплотнительными элементами 7, расположенными по концам пластыря в цилиндрических частях 2. Первоначально герметизацию обеспечивают чашеобразные манжеты 11. По мере роста давления надежность герметиза-
284
ТА
•А,
16-
14' 18-
19-10-
14-19-
Рис. 6.33. Устройство для установки пластыря методом прямого гидравлического контакта на пластырь:
а — пластырь, б, в — разрез пластыря по А-А и Б-Б, г — ориентация пластыря на дефект при спуске его в скважину, д — расширение пластыря гидравлическим давлением; е — перемещение по штанге вниз уплотнительного нижнего элемента при срезе ограничительной шайбы; ж — калибровка пластыря дорнирующей головкой, з — положение заглушки в момент расширения пластыря; и — положение заглушки в момент калибровки пластыря
«о
8
ции дополнительно повышается эластичными втулками 12, которые, перемещаясь под воздействием давления совместно с чашеобразными манжетами в осевом направлении по штанге 10, сжимаются, а в радиальном направлении по диаметру увеличиваются, прочто контактируя с цилиндрической поверхностью пластыря и одновременно расширяя его до критического возрастания давления.
В момент наступления критического (расчетного) давления срезается ограничительная шайба 13, а нижний уплотнитель-ный элемент 7 перемещается по штанге вниз. Одновременно при незначительном (расчетном) увеличении давления срезается фиксатор 16 заглушки 14, которая падает в расширенную полость 18 на ограничительную крестовину 19, освобождая канал для передачи жидкости в дорнирующую головку 15. Обратный клапан 20 при создании давления в дорнирующей головке закрывается.
Процесс развальцовки цилиндрических концов пластыря и калибровки по всей его длине осуществляется снизу вверх протягиванием под давлением дорнирующей головки при подъеме насосно-компрессорных труб на поверхность или сверху вниз за счет инструмента (НКТ). Так как штанга 10 имеет калиброванное отверстие 9 с выходом жидкости в скважину, то поддержание необходимого давления в устройстве при развальцовке концов и калибровке пластыря обеспечивается увеличением производительности насоса.
Калибровку пластыря можно повторять многократными проходами дорнирующей головки.
После окончания процесса установки пластыря избыточное давление в системе снимают и устройство поднимают на поверхность. При этом жидкость сливается из труб через перфорированное отверстие 9.
Устройство спускают в скважину на тросе. Избыточное давление создают глубинным электронасосом.
Установка пластыря методом набухания материала
Суть данного метода заключается в том, что расширение гофрированного тонкостенного стального пластыря по периметру поперечного сечения на всей его длине до заданного контактного 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. Подобное изменение объема вещества наблюдается, на-
286
пример, при замораживании воды, гашении извести, набухании замоченного гороха и т. д.
Предлагаемое вещество должно обеспечивать постепенное (в пределах 3—24 ч.) увеличение объема (не менее чем в два раза) и равномерное распределение и увеличение давления (30— 50 МПа) в полости пластыря
Указанными свойствами обладает порошок НРС-1 (невзрывчатое разрушающее средство), выпускаемый по ТУ 21-31-56-87 опытным заводом ВНИИстром им. Будникова; в качестве жидкости для получения раствора используется вода. Соотношение порошка НРС-1 и воды 10:3. Порошок нетоксичен. Добавки в порошок должны замедлять процесс его твердения (кристаллизации) в момент нахождения в капсуле и при последующем вымывании из скважин.
Устройство для реализации указанного метода представляет собой капсулу (рис. 6.34). При этом отпадает необходимость в системе силовых цилиндров (цилиндры, поршни, штоки), трудоемких в изготовлении, материалоемких и громоздких.
Устройство работает следующим образом.
Раствор (порошок + вода) приготовляют и заполняют им полость пластыря непосредственно перед спуском устройства в скважину. Устройство в сборе с пластырем спускают к месту ремонта обсадной колонны, причем пластырь ориентируют так, чтобы его середина находилась напротив дефекта.
Через 2—3 ч. после подачи раствора в устройство начинается процесс его набухания с выделением тепла, что обеспечивает не мгновенное, как взрыв, а медленное, равномерное (за счет развивающихся усилий) расширение пластыря по всей его длине. При этом профильные эластичные уплотнители, скользя свободными концами по пластырю и облегчая скрут-ление упорных втулок, обеспечивают герметичность полости пластыря и удерживают набухающий раствор до получения полного контакта пластыря со стенками обсадной колонны. После этого устройство поднимают на поверхность, при этом набухший раствор рассыпается и легко извлекается из скважины.
Дожатие концов пластыря и калибровку его по всей длине при необходимости осуществляют во время подъема на поверхность устройства дорнирующей оправкой, которая может быть предусмотрена на его конце ниже пластыря.
Калибровку выполняют как снизу вверх при подъеме инструмента, так и сверху вниз весом инструмента.
Данный метод имеет следующие преимущества:
повышаются качество и эффективность ремонта;
исключается возможность разрушения обсадной колонны (по сравнению с методом взрыва);
287
Рис. 6.34. Устройство для установки пластыря методом набухания материала:
а — ориентация пластыря на дефект при спуске его в скважину,
б — расширение пластыря при использовании НРС-1, в —калибровка
пластыря дорнирующей головкой, 1 — дорнируюгцая головка,
2 — уплотнителъный элемент, 3 — обсадная колонна, 4 — дефект,
5 — канал 6 — конус, 7 — уплотнительный элемент, 8 — пластырь,
9 — порошок НРС-1, 10 — штанга
упрощается технология ремонта,
уменьшается металлоемкость, сокращается трудоемкость, упрощается конструктивное решение устройства,
повышается универсальность применения пластыря по периметру поперечного сечения для всех толщин стенок одного типоразмера ремонтируемой обсадной колонны,
расширяется диапазон использования пластыря для ремонта обсадных колонн любого диаметра, в том числе труб малого диаметра;
288
возможность применения цилиндрических в поперечном сечении пластырей;
появляется возможность уменьшить габаритные диаметры пластырей и устройство в целях увеличения зазоров между пластырем и стенкой обсадной колонны при спуске в скважину;
устройство с пластырем можно спускать на канате;
исключаются дополнительные осевые нагрузки на спускаемый инструмент (НКТ) в момент установки пластыря;
создаются местные, распределяющиеся с постепенным увеличением радиальные усилия;
возможно прокачивать цементный и другие растворы через устройство до и после установки пластыря, в том числе для проверки герметичности после ремонта;
ремонт обсадных колонн можно производить в скважинах на любой глубине.
Установка пластыря из материала, обладающего эффектом «памяти формы»
В настоящее время «память формы» обнаружена у широкого круга сплавов, принадлежащих к различным системам, в частности, у сплавов системы: Ti-Ni, Fe-Ni, Cu-Ai, Co-Ni, Ti-Ni-Co, Fe-Ni-Ti, Co-Al-Ni, Cu-Zn-Al...
Феноменология (умозрительное описание явления) эффекта памяти заключается в следующем. Материал в виде ленты, листа, проволоки и т. п., обладающий эффектом запоминания 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.
Схематически этот эффект изображен на рис. 6.35.
На рис. 6.35, в показан процесс изменения формы поперечного сечения от цилиндрической заготовки пластыря до его установки в обсадной колонне при термоциклировании.
Эффект «памяти формы» проявляется в строго определенном для каждого сплава интервале температур. При этом начало и конец восстановления формы разделены по температуре
19 3аМЗ 129 289
Деформация, уничтожающая форму, приобретенную при Т„, температура А,
Нагрев

Деформация для придания определенной формы при
Восстановление формы,
приобретенной при Тд
—•-Т„
Рис. 6.35. Схема устройства и интерпретации эффекта «памяти формы» пластыря.
а — устройство для транспортировки и установки пластыря, б — схема интерпретации «эффекта памяти», в — схема изменения формы пластыря
несколькими градусами или десятками градусов. Изменяя массовое соотношение компонентов в сплаве, добавляя в него другие элементы, удается менять температуру проявления памяти в широких пределах.
В настоящее время разработаны сплавы, в которых температуру «эффекта памяти» можно менять от -200 до +500°С, сохраняя при этом высокую точность восстановления первоначально заданной формы.
Отдельные сплавы с «памятью формы» обладают следующими уникальными свойствами: усилиями, восстанавливающими исходную форму, эффектом изменения формы с восстанавливающими эту форму усилиями; коррозионной стойкостью; высокой демпфирующей способностью; высоким уровнем внутреннего трения.
Сплавы, обладающие «памятью формы», имеют большие перспективы и в недалеком будущем смогут найти широкое применение при ремонтах скважин для восстановления герметичности обсадных колонн, перекрытия поглощающих и проявляющих пластов, перетоков и т. д
Так, гофрированный пластырь, изготовленный из сплава, обладающего «памятью формы», без особых материальных и трудовых затрат по упрощенной технологии и с помощью недорогостоящего оборудования может быть спущен на канате к месту дефекта обсадной колонны. При создании на пластыре
290
температуры обратного мартенситного превращения Ак пластырь примет первоначальную (круглую в поперечном сечении) форму и образует надежное контактное сцепление со стенкой ремонтируемого участка обсадной колонны
Используя имеющиеся данные о так называемом эффекте обратной памяти в области металлов и сплавов обладающих эффектом «памяти формы», нефтяники смогут извлекать из обсадной колонны пластырь после его износа, закрывать и открывать продуктивные пласты, регулировать приток продукции в скважины
Для изготовления гофрированных пластырей подходит сплав с «памятью формы» на основе никелида титана, обладающий следующими свойствами
Предел прочности МПа 1200—1900
Относительное удлинение % 15—100
Относительная деформация при формовосстановлении % 8—15
Степень восстановления исходной формы % 95—100
Усилие развиваемое при восстановлении формы МПа До 800*
Температурный интервал изменения формы "С От 200
до +150
Такой сплав коррозионно- и износостоек, немагнитен, совместим с биологическими тканями, обладает высокой дефор-мативной способностью
Пластыри из никелида титана наиболее экономичны и эффективны для применения в скважинах, содержащих сероводород и другие агрессивные среды
Для восстановления первоначальной формы пластыря можно использовать электрический или химический способы, горячий воздух (газ), а при охлаждении — жидкий азот
При электрическом нагреве применяют нагревательные элементы, а при химическом — выделение тепла при взаимодействии (реакции) двух или нескольких веществ, а также горячий воздух (газ)
Для реализации предлагаемого метода ремонта скважин с помощью пластыря из никелида титана или других сплавов требуется провести исследовательские работы и испытания, а также организовать промышленное изготовление гофрированных пластырей Создание пластырей, обладающих «памятью формы», и устройств для их транспортировки в скважину имеет важное практическое значение
Одним из вариантов устройства для транспортировки и установки пластыря, обладающего эффектом «памяти формы», является капсула (см рис 6 35, а) Устройство включает 19*
291
пластырь, перфорированную штангу, нагревательные элементы (ТЭНы), соединительные муфты и ограничительные упоры.
После спуска пластыря к месту дефекта по кабелю подается напряжение на нагревательные элементы. После достижения заданной температуры пластырь восстанавливает свою первоначальную цилиндрическую форму, сопрягаясь с обсадной колонной.
6.5. СМЕНА ОБСАДНЫХ КОЛОНН
Одним из путей повышения надежности конструкций глубоких скважин, предупреждающих ремонт колонн, является применение метода сменных обсадных колонн. Применение сменных обсадных колонн позволит увеличить выходы из колонн, сохранить диаметр скважины постоянным, заменять обсадные колонны при их коррозии, изнашивании, повреждениях, способствовать успешной борьбе с авариями при бурении. Например, при прихвате бурильных труб, их поломке и других авариях подъем части промежуточной колонны приведет к росту зазоров между стенками обсадной колонны и трубами. Однако этот метод имеет ряд недостатков: увеличение расхода металла на крепление скважины, осложнения при неудачной попытке подъема сменной колонны и пр.
Широкое внедрение сменных обсадных колонн зависит в первую очередь от подбора буровых растворов, которые будут находиться в заколонном пространстве до момента подъема. Они должны быть стабильными и не должны увеличивать сопротивление извлечению колонн.
Смена обсадных колонн, как одно из мероприятий по увеличению долговечности крепи скважины является перспективной.
6.6. УВЕЛИЧЕНИЕ ДОЛГОВЕЧНОСТИ ОБСАДНОЙ КОЛОННЫ ПРИ ЕЕ ПРОВОРАЧИВАНИИ
Одним из методов продления срока службы обсадной колонны при ее одностороннем износе и предупреждения ремонта скважин может явиться метод проворачивания. Этот метод заключается в распределении износа по периметру сечения труб за счет их проворачивания через определенное время. В идеальном случае равномерное распределение износа по периметру может привести к значительному росту долговечности вследствие увеличения объема металла, участвующего в процессе трения.
292
6.7. ДОПОЛНИТЕЛЬНАЯ ГЕРМЕТИЗАЦИЯ ЭКСПЛУАТАЦИОННОЙ КОЛОННЫ В РЕЗЬБОВЫХ СОЕДИНЕНИЯХ ПУТЕМ ДОВИНЧИВАНИЯ ЕЕ В СКВАЖИНЕ
Негерметичность резьбовых соединений обсадных труб — одна из самых распространенных причин возникновения межколонных проявлений в газовых скважинах в период опробования и эксплуатации. Вместе с тем ликвидация перетока газа через резьбовые соединения — очень трудоемкая операция.
Дополнительная герметизация резьбовых соединений в скважине путем исправительного цементирования, закачки различных смол и других видов ремонтных работ часто оказывается безуспешной.
В некоторых районах СНГ с целью дополнительной герметизации резьбовых соединений обсадных труб применяют метод довинчивания эксплуатационных колонн в скважинах (Ю. Д. Комнатный и др.).
Относительно высокий процент полученных положительных результатов дает основание рекомендовать его для дальнейшего применения в практике строительства нефтяных и газовых скважин. При этом в первую очередь следует повышать герметичность резьбовых соединений обсадных труб за счет применения специальных уплотнительных резьбовых смазок, внедрения новых типов высокогерметичных резьбовых соединений обсадных труб, безрезьбовых соединений и т. п.
Если негерметичные резьбовые соединения находятся выше цементного кольца, то в большинстве случаев довинчиванием удается восстановить их герметичность.
Вследствие того, что в верхней части цементного кольца расположены значительные зоны включений бурового раствора, цементный камень, как правило, неоднороден и часто имеет меньшую прочность по сравнению с прочностью основной массы, вначале удается вращать колонну на некотором участке в цементном камне или вместе с ним при необходимом крутящем моменте. При довинчивании резьбовых соединений происходит укорочение колонны; соединительные муфты и трубы все больше защемляются в уплотняющемся камне и воспринимают на себя все большую часть крутящего момента. Вследствие ограничения в осевом перемещении муфт создаются дополнительные осевые усилия в резьбовых соединениях, для дополнительного крепления которых в свою очередь требуются большие крутящие моменты. В результате этого
293
основная цель — повышение герметичности резьбовых соединений — не всегда достигается. К моменту обнаружения негерметичности резьбовых соединений нередко буровое оборудование оказывалось частично или полностью демонтированным.
Для выполнения операций по довинчиванию колонны в подобных случаях необходимо заглушить скважину закачкой воды или бурового раствора, демонтировать фонтанную арматуру, установить вышку, ротор, привод ротора, демонтировать колонную головку. После довинчивания колонны устье скважины следует вновь оборудовать колонной головкой и фонтанной арматурой, а буровое оборудование демонтировать. Это связано со значительными и излишними затратами средств и времени. Поэтому на Кубани было признано более целесообразным применять профилактическое довинчивание эксплуатационной колонны в скважине после О31Д до оборудования устья колонной головкой. В случае двухступенчатого цементирования довинчивание колонны осуществляется после затвердения цементного раствора нижней ступени.
Метод профилактического довинчивания эксплуатационных колонн сравнительно прост, не требует существенных дополнительных затрат средств и времени и вместе с тем очень эффективен.
После этого демонтируется противовыбросовое оборудование.
Целью последующего этапа является уточнение длины незацементированной и недостаточно защемленной цементным камнем части колонны (подвижной части колонны).
Для получения более достоверного результата лучше пользоваться двумя способами: широко известным способом с использованием закона Гука и с помощью магнитного прихвато-определителя. Применительно к обсадным колоннам длину свободной части по первому способу можно определять следующим образом.
По закону Гука будем иметь:
ДЬ,
,
Р2-Р,
где L — длина подвижной части колонны;
F — средневзвешенная площадь поперечного сечения обсадных труб для участка колонны, свободного от цементного камня;
294
E — модуль упругости первого рода для стали обсадных труб;
Р2-Р| — растягивающее усилие в кг;
AL — удлинение колонны под действием растягивающего усилия;
1,05 — коэффициент, учитывающий жесткость соединительных муфт обсадных труб, а также трение колонны о стенки скважины.
Усилия Р, и Р2 выбираются следующим образом.
1. Производится натяжка колонны талевой системой на величину Р,, равную примерно весу свободной от цементного камня части колонны плюс 5—7 м, в таком положении делается отметка на трубе или квадратной штанге на уровне неподвижной плоскости, например, на уровне стола ротора.
Не снимая натяжки Р1, увеличивают ее на 7—8 т и сейчас же уменьшают до первоначальной величины Р,, сделав после этого вторую отметку на трубе. Такая операция проводится для учета трения в талевой системе и частично трения колонны о стенки скважины. Средняя черта между двумя отметками принимается за верхнюю отметку для определения L.
2. Увеличиваю натяжку колонны до Р2 при приложении дополнительного усилия в 15—20 т. Предварительно необходимо проверить, будут ли резьбовые соединения колонны при натяжке на величину Р2 и последующем ее увеличении удовлетворять условию прочности. Рекомендуется в этих случаях обеспечивать коэффициент запаса прочности на страгивание резьбовых соединений не менее 1,3.
Сделав отметку на трубе, увеличивают натяжку колонны на 7—8 т и сейчас же снижают ее до величины Р2, сделав на трубе вторую отметку. Средняя черта между этими двумя отметками принимается за нижнюю отметку для определения AL.
Длина подвижной части колонны определяется с помощью магнитного прихватоопределителя ПО-7 следующим образом. Колонна подвешивается на роторе с некоторой натяжкой, величина которой находится в пределах допустимой. Производится контрольная запись магнитного фона по всей колонне. После этого в колонне с равными промежутками наносятся магнитные реперы. У верхней границы цементного кольца ± 100 м частота нанесения реперов может быть принята равной 10 м, по остальной части колонны — 20—30 м.
В целях экономии времени контрольная запись и нанесение магнитных реперов могут быть произведены не по всей колонне, а начиная с глубины на 100—200 м ниже верхней границы цементного кольца.
295
После нанесения реперов колонна подвергается 6—7-кратной разгрузке и натяжке на 15—20 т (но с учетом необходимого коэффициента запаса прочности резьбовых соединений) по отношению к весу свободной части колонны, определенной по ОЦК. Затем колонна вновь подвешивается на роторе, и производится контрольная запись магнитных реперов.
В той части колонны, которая при натяжках подвергалась деформациям, т. е. в свободной подвижной части колонны, произойдет размагничивание магнитных меток.
Определив с возможной точностью длину подвижной части колонны, приступают к ее довинчиванию.
Предварительно необходимо задаться величиной предельного крутящего момента для довинчиваемых резьбовых соединений труб и постоянно контролировать величину создаваемого крутящего момента. В противном случае чрезмерная затяжка резьбовых соединений может привести к значительному ослаблению или к необратимой потере герметичности последних.
Величина предельного крутящего момента должна выбираться в зависимости от диаметра, толщин стенок и марок сталей обсадных труб, а также в зависимости от типа резьбовых смазок, применявшихся при навинчивании муфт на трубы и спуске колонны в скважину.
В табл. 6.4. приведены рекомендуемые крутящие моменты свинчивания (кг. м) для наиболее часто употребляемых размеров обсадных труб. Для 139,7 мм труб, изготовленных по ГОСТ, крутящие моменты свинчивания, очевидно, будут такими же, как и для 146-мм труб.
За величину предельного крутящего момента можно принимать большее значение крутящего момента свинчивания, полученного экспериментальным путем.
Так как обычно незацементированный участок колонны состоит из труб одной-двух толщин стенок, изготовленных из стали различных марок, то можно принимать для всей довинчиваемой колонны величину предельного крутящего момента, соответствующего трубам с меньшей толщиной стенки или меньшей прочности.
Довинчивание колонны может осуществляться двумя способами — сверху вниз и снизу вверх. Оба эти способа основаны на том, что под действием крутящего момента, приложенного к верхней трубе, довинчивание резьбовых соединений будет происходить при прочих равных условиях в той части колонны, которая не испытывает осевых растягивающих или сжимающих усилий. Большинство исполнителей работ пред-
296
почитают способ «сверху вниз» вследствие более удобного варьирования натяжной колонны в процессе довинчивания.
Рекомендуемые крутящие моменты свинчивания труб
ТаблицабВ
Толщина стенки грубы, мм Диаметр трубы, мм
146 168
экспериментальные теоретические экспериментальные теоретические
марки стали марки стали
А Ем, Е, Л А Ем, Е, Л
7 8 9 10 11 12 500—550 550—600 600—650 650—700 700—750 750—800 550—600 600—650 650—700 700—750 750—800 800—850 545—700 610—780 675—865 730—935 785—1005 835—1070 500—550 550—600 600—650 650—700 700—750 750—800 550—600 600—650 650—700 700—750 750—800 800—850 525—670 590—755 650—830 700—895 755—965 805—1030
Процесс довинчивания этим способом осуществляется следующим образом. К верхней обсадной трубе через переводник присоединяется квадратная штанга. Обсадная колонна полностью разгружается. В таком положении с помощью ротора и квадратной штанги докрепляются резьбовые соединения верхнего участка колонны. Так как при довинчивании колонна все время укорачивается и самопроизвольно натягивается, ее необходимо периодически разгружать до исходного положения. После полного закрепления резьбовых соединений на первом участке делается натяжка на 3—5 т, и операция снова повторяется. Чтобы учесть возможную ошибку, заканчивать процесс довинчивания следует при натяжке, несколько превышающей вес незацементированной части колонны. Таким образом, докрепляются все резьбовые соединения незацементированной части колонны.
Довинчивание способом «снизу вверх» осуществляется аналогично описанному способу, но в обратном порядке с постепенным уменьшением натяжки колонны.
В результате колонна укорачивается на величину 1. Очевидно укорочение должно соответствовать величине
l = tN, (6.9)
где 1 — укорочение колонны после довинчивания;
t — шаг резьбы;
N — суммарное число оборотов колонны в результате довинчивания резьбовых соединений.
297
Проседание колонны при разгрузке ее после довинчивания на большую величину указывает на нарушение замещения ее на некотором участке. По окончании довинчивания колонны устье скважины оборудуется колонной головкой и фонтанной арматурой по общепринятой для данного района схеме. Как было указано выше, резьбовые соединения должны докреп-ляться с определенным усилием. Наиболее точно крутящий момент, прикладываемый к верхней трубе довинчиваемой колонны, можно контролировать с помощью роторного моменто-мера. В этом случае необходимый крутящий момент на роторе
мр=к;мп, (б.ю)
где к'т — коэффициент, учитывающий потери крутящего момента на трение на участке колонны от устья до зоны довинчивания;
Мп — предельный крутящий момент для резьбовых соединений.
Крутящий момент, передаваемый от ротора, постепенно затухает на нижних участках колонны вследствие трения последней о стенки скважины. Потери крутящего момента на трение зависят от длины и натяжки колонны, характера искривления ствола скважины, качества промывочной жидкости за колонной и т. д. Для установления таких зависимостей требуются специальные исследования.
Исходя из практики довинчивания колонн, для скважин, имеющих относительно небольшую кривизну (до 5—7°), можно принять прямолинейную зависимость Кт от глубины для растянутой колонны. Численное значение К.!,, рекомендуется принимать в пределах от 1,0 для верхнего участка колонны до 1,2—1,3 для участков колонны на глубине 2000 м, что соответствует увеличению Кт на величину 0,010—0,015 на каждые 100 м глубины скважины.
В общем случае для свободной части колонны длиной до 2000—2500 м можно записать формулу для определения Кт в следующем виде:
t
К'т=1 + —-(0,010-0,015) 100 V *
где Н — длина растянутой части колонны в м.
Таким образом, для обеспечения равномерного закрепления всех резьбовых соединений при довинчивании колонны способом «сверху вниз» необходимо по мере натяжки колонны увеличивать момент, прикладываемый к верхней обсадной трубе. При этом напряжения в теле верхней трубы могут дос-
298
тигать опасных величин. Наиболее слабым местом трубы является сечение по последней впадине резьбы, находящейся в зацеплении.
Задавая величину крутящего момента на роторе, необходимо соблюдать условие Мр < Мтах, где Мтах — максиально допустимая величина крутящего момента для труб.
Расчетные величины Мтах для 146-мм труб приведены в табл. 6.5.
Таблица65
Расчетные величины М„ах для 146-мм труб
Толщина стенки труб, мм Мтах для труб из стали марки
А Е
6 1366 1708
7 1678 2098
8 1976 2470
9 2260 2826
10 2530 3163
11 2791 3487
12 3020 3775
В любом случае допустимый крутящий момент из условия нарушения прочности тела трубы по впадине резьбы может быть определен по формуле
Mmav =
7tD4-d4
M а
L J
кр'
(6.11)
где D — наружный диаметр трубы в опасном сечении; d — внутренний диаметр трубы;
Ыкр — допустимое напряжение при кручении.
Если нет возможности измерять величину прикладываемого к верхней обсадной трубе крутящего момента, можно контролировать его косвенным путем по углу закручивания колонны.
Используя известную зависимость между крутящим моментом и углом закручивания трубы применительно к нашей задаче, можно записать:
п = -
27dnE
(6.12)
299
Здесь: п — количество оборотов закручивания колонны (закручивание за счет довинчивания резьбовых соединений не учитывается) ;
Мп — предельный крутящий момент для резьбовых соединений;
L — длина подвижной части колонны;
1П — полярный момент инерции сечения обсадных труб;
Е' — модуль упругости при сдвиге;
К^ — коэффициент, учитывающий потери крутящего момента на трение.
Из промысловой практики довинчивания колонн известно, что при одном и том же значении крутящего момента, приложенного к верхней обсадной трубе, угол закручивания полностью разгруженной колонны длиной 2000 — 2500 м почти в 2 раза меньше угла закручивания той же колонны, растянутой с усилием, равным ее весу. Поэтому, если для растянутой на величину собственного веса колонны коэффициент, учитывающий потери крутящего момента на трение, принять равным
1ц, =1 + (0,01-^0,015)х — , то для частично разгруженной колонны он будет равен
К" = 1 + (0,01+0,015)х— -^5(0,025+0,031 V ' 100 100 ^ *
где L — длина подвижной части колонны в м;
Н — длина растянутой части колонны в м.
Так как в промысловой практике удобней выражать крутящий момент в кг. м, Е' в кгс/см2, а длину колонны в м, то в этом случае, не изменяя размерностей остальных величин, формула (6.12) примет следующий вид:
M.LK^-104
п=-- (6ЛЗ)
Определив заранее допустимое число оборотов закручивания при различных длинах растянутой части колонны, можно, периодически снимая нагрузку с ротора, по числу оборотов раскручивающейся колонны контролировать величину прикладываемого к закрепляемым резьбовым соединениям крутящего момента.
Для обеспечения условия прочности труб в этом случае необходимо иметь неравенство n < nmax.

На главную страницу