Обнаружение дефектов на подшипников качения

 

3.1.2 Тампонирование негерметичных резьбовых соединений обсадных колонн.

 

· В качестве тампонирующих материалов используют фильтрующие полимерные составы, образующие газонепроницаемый тампонажный камень или гель.

· Использование цементных растворов для работ указанных выше запрещается.

В случае если в скважине межколонных проявлений не наблюдалось, а негерметичность выявлена при гидроиспытании, башмак НКТ устанавливают на 5—10 м выше искусственного забоя или цементного моста, расположенного над интервалом перфорации. В качестве тампонирующего материала используют гелеобразующие составы.

При не установленном интервале негерметичности обсадной колонны применяют метод тампонирования под давлением с непрерывной (или остановками) прокачкой тампонирующей смеси по затрубному пространству.

В случае, если в процессе эксплуатации наблюдались межколонные проявления, после отключения интервала перфорации башмак НКТ устанавливают на 200-300 м выше нижней границы предполагаемого интервала негерметичности.

В случае если величина межколонного давления больше 4 МПа, в качестве тампонирующих материалов допускается использование отверждающихся составов.

В фонтанирующих скважинах допускается применение извлекаемого полимерного состава.

 

3.1.3 Изоляцию сквозных дефектов обсадных колонн

 

Данный вид технологии осуществляют, если:

· замена дефектной части колонны или перекрытие ее трубами меньшего диаметра технически невозможны;

· зона нарушения обсадной колонны расположена более чем на 500 м 
выше интервала перфорации. В этом случае устанавливают дополнительный цементный мост высотой не менее 5м в интервале на 20—30 м ниже дефекта.

При наличии в колонне нескольких дефектов тампонирование каждого дефекта производят последовательно сверху вниз, предварительно установив под очередным нарушением на расстоянии от 20 до 30 м разделительный мост высотой не менее 5 м.

· При приемистости дефекта колонны более 3 м3/(ч • МПа) предварительно проводят работы по снижению интенсивности поглощения.

· При приемистости 0,5 м3/(ч • МПа) в качестве тампонажного материала используют полимерные материалы.

При тампонировании под давлением лишний объем тампонажного раствора из зоны дефекта не удаляют.

На период отверждения тампонажного материала скважину оставляют под избыточным давлением от 40 до 60% от достигнутого при продавливании тампонажного раствора.

Определяют местоположение установленного моста и разбуривают его, оставляя толщиной не менее 3 м над дефектом.

 

Перекрытие дефекта обсадной колонны трубами меньшего диаметра производят в случаях, если:

· замена дефектной части обсадной колонны технически невозможна;

· метод тампонирования не обеспечивает необходимой герметичности обсадной колонны;

· обсадная колонна имеет несколько дефектов, устранение которых технически невозможно или экономически нецелесообразно;

· о условиям эксплуатации скважины допускается уменьшение проходного сечения колонны.

Оценка качества работы:

· При испытании отремонтированного интервала газом межколонные проявления должны отсутствовать;

· качество РИР без отключения перфорированной зоны оценивают по результатам изменения межколонного давления при освоении и эксплуатации скважины;

· при определении показателя долговечности (среднего срока службы изолирующего тампона) устанавливают ежемесячный контроль за эксплуатацией скважин.

 

3.1.4 Установка стальных пластырей

 

Пластырь из тонкостенной  трубы  ст10 с толщиной стенки 3 мм позволяет обеспечить герметичность эксплуатационной обсадной колонны при избыточном внутреннем давлении до 20 МПа и депрессии до 7-8 МПа. Стандартная длина пластыря 9 м. Может быть применен пластырь длиной до 15м, сваренный на производственной базе, а также секционный сварной пластырь большей длины, свариваемый над устьем скважины.

Предусматривается следующая последовательность операций:

· После глушения скважины поднимают НКТ и другое скважинное оборудование.

· Устанавливают в обсадной колонне на 50-100 м выше интервала перфорации цементный мост.

· При необходимости доставляют на скважину комплект НКТ или бурильных труб грузоподъемностью на 250 кН выше усилия, создаваемого весом колонны труб, спущенных до ремонтируемого интервала.

· Производят гидроиспытания труб на избыточное давление не менее 15 МПа с одновременным шаблонированием их шаром диаметром не менее 36 мм.

· Определяют глубину, размеры и характер нарушения обсадной колонны:

·  геофизическими методами — интервал нарушения;

· поинтервальным гидроиспытанием с применением пакера — размеры нарушения с точностью ±1 м;

·  боковой гидравлической печатью ПГ-2 (ТУ 39-1106-86) уточняют размеры и определяют характер нарушения.

·  Очищают внутреннюю поверхность обсадной колонны в интервале ремонта от загрязнений гидравлическим скребком типа СГМ

· Производят шаблонирование обсадной колонны:

· в колонне диаметром 146 мм используют шаблон диаметром 121 мм 
и длиной 400 мм;

· в колонне диаметром 168 мм используют шаблон диаметром 140 мм 
и длиной 400 мм;

· для шаблонирования участка колонны, расположенного ниже ранее установленного пластыря, муфты МСУ или другого сужения ствола скважины, может быть использован гидромеханический шаблон ШГ-1 соответствующего диаметра.

· Замеряют внутренний периметр обсадных труб в интервале установки пластыря с помощью измерителей периметра ИП-1, опускаемых на НКТ или бурильных трубах.

Сборку и подготовку устройства для запрессовки пластыря (дорна) и продольно-гофрированных труб производят на базе производственного обслуживания.

Дорны и многолучевой продольно-гофрированный пластырь типа ПМ для ремонта эксплуатационных обсадных колонн должны соответствовать требованиям ТУ 39-01-08-466-79.

Транспортирование дорна производят в собранном виде. Запрещается сбрасывать дорны и пластыри при их разгрузке с автомашины.

Дорн должен быть оборудован клапанами для долива и слива жидкости.

При работе на загрязненных жидкостях целесообразно над дорном устанавливать пескосборник.

Длина пластыря выбирается исходя из размеров поврежденного участка обсадной колонны. Длина пластыря должна быть не менее чем на 3 м 
больше длины повреждения. В большинстве случаев используются пластыри стандартной длины (9 м), при необходимости — удлиненные сварные.

Наружный периметр продольно-гофрированных заготовок пластыря выбирают, исходя из результатов замеров внутреннего периметра обсадной колонны и толщины стенки ее в интервале ремонта.

На производственной базе и перед спуском в скважину на наружную поверхность продольно-гофрированных заготовок пластыря наносится слой герметика.

Технология установки стального пластыря в обсадной колонне в общем, виде следующая:

·  на устье скважины собирают дорн с продольно-гофрированной трубой;

· дорн с заготовкой пластыря спускают на НКТ или бурильных трубах и устанавливают в интервале нарушения обсадной колонны;

·  соединяют нагнетательную линию со спущенной колонной труб, с помощью насоса цементировочного агрегата создают давление и производят запрессовку пластыря;

·  приглаживают пластырь дорнирующей головкой при избыточном давлении 12 МПа не менее 4-5 раз;

·  не извлекая дорн из скважины, спрессовывают колонну; при необходимости приглаживание повторяют;

·  поднимают колонну труб с дорном, осваивают и вводят скважину в эксплуатацию по утвержденному плану.

Оценку качества работ производят в соответствии с требованиями действующей инструкции.

 

 

 

3.2 Устранение негерметичности эксплуатационной колонны

 

Необходимость проведения этого вида ремонтно-восстановительных работ (РВР) вызвано не соответствием скважины условиям эксплуатации. Причинами негерметичности эксплуатационных колонн являются наружная и внутренняя коррозии, высокое давление нагнетания, качество металла и закрепления резьбовых соединений и т.д.

Негерметичными могут быть резьбовые соединения или тело трубы в промежутке между двумя муфтовыми соединениями или и то, и другое. В первом случае пропускная способность негерметичности составляет менее 1 л/с по воде и отмечается только падением давления при опрессовке. Во втором случае имеется значительная приёмистость негерметичности, и она может быть обнаружена геофизическими исследованиями.

Для устранения негерметичности эксплуатационных колонн применяются следующие методы:

• спуск и установка пакера;
• докрепление негерметичных резьбовых соединений путём доворота обсадных труб с устья скважины;
• отвинчивание и замена негерметичных обсадных труб;
• спуск летучки;
• спуск дополнительной колонны меньшего диаметра;
• тампонирование.

Отключение негерметичного интервала эксплуатационной колонны с помощью пакера производится редко.

Метод докрепления резьбовых соединений применяется в тех случаях, когда негерметичность обнаруживается в незацементированной и неприхваченной части эксплуатационной колонны, отсутствует непрерывная приёмистость интервала негерметичности, невозможно определить глубину негерметичности имеющимися методами. Для оценки возможности применения метода производится предварительный расчёт параметров всей операции. Основным параметром является величина потерь крутящего момента. Далее оценивается целесообразность проведения операции докрепления. Для этого вычисляется момент на глубине негерметичности как разность между величиной его на устье и величиной потерь. Полученная величина сравнивается со стандартными значениями момента для завинчивания резьбового соединения 4400 и 6370 Н*м соответственно для 146 и 168-мм колонн. Если расчётная величина момента больше его стандартного значения, то проведение операции закрепления резьбового соединения считается целесообразным. Метод докрепления резьбовых соединений применяется редко, так как в незацементированной части колонны размеры её нарушений бывают значительными.

Метод отвинчивания и замены негерметичных обсадных труб применяется в следующих условиях: негерметичность обнаружена в незацементированной части эксплуатационной колонны и преимущественно выше башмака предыдущей колонны; отсутствуют цементные сальники в межколонном пространстве; цементирование нежелательно, исходя из необходимости вторичного цементирования кондуктора во время ликвидации скважины путём извлечения части эксплуатационной колонны. Возможность отворота колонны ниже негерметичности (дефекта) в один приём оценивается по результатам расчёта величины крутящего момента. Если она недостаточна, то планируется отвинчивание колонны по частям. Извлекаемые обсадные трубы укладываются в порядке их подъёма из скважины, пронумеровываются, замеряется длина, опрессовываются и производится их отбраковка. Для обратного спуска в скважину используется часть извлечённых обсадных труб или же спускаются полностью новые трубы взамен извлечённых  в зависимости от состояния последних. Прочность соединительного узла двух труб проверяют приложением к колонне усилия, на10-15% превышающего натяжение колонны под собственным весом. Описанный метод является наиболее эффективным. Например, на Арланском месторождении в периоды интенсивного нарушения колонн методом отвинчивания и замены обсадных труб восстанавливалась работоспособность 25-50% дефектных скважин.

Технология РВР по устранению негерметичности эксплуатационной колонны путём установки металлического пластыря в основном аналогична работам по отключению верхних пластов. Единственное отличие заключается в том, что в интервалах установки пластыря за эксплуатационной колонной чаще всего отсутствует цементное кольцо. Поэтому желательно негерметичность эксплуатационной колонны вначале использовать в качестве спецотверстий для наращивания цементного кольца. После этого необходимость дополнительной установки пластыря будет зависить от того, достигнута ли полная герметичность эксплуатационной колонны при опрессовке после тампонирования.

Металлические пластыри для ремонта обсадных колонн первоначально широко использовались в производственных условиях. Наибольшее применение они нашли на месторождениях Западной Сибири. В этом регионе за первые шесть лет освоения метод был испытан при ремонте более 200 скважин 12 месторождений. В их числе Мамонтовское, Южно-Сургутское, Усть-Балыкское и др.

Имеет свой опыт применения металлических пластырей и АНК «Башнефть». Здесь первый пластырь был испытан в 1984 г. в нагнетательной скважине Арланского месторождения для устранения негерметичности эксплуатационной колонны диаметром 146 мм в интервале 515-516 м. С этого момента и до 1988 г. шло интенсивное внедрение метода. Однако, в дальнейшем, как в Башкирии, так и в других регионах, произошло вытеснение метода из практики более прогрессивными технологиями. Этому есть несколько объяснений. Определяющим является концептуальное изменение идеологии РВР [4]. Приоритет был отдан задачам оздоровления скважин. Поэтому цель проводимых РВР была переориентирована на разобщение пластов в заколонном пространстве с применением методов тампонирования. В этом случае нарушения колонн выполняли роль спецотверстий для наращивания цементного кольца, а пластыри рассматривались как догерметизирующее средство после тампонирования. Сказалось и изменение критериев при выборе скважины. В частности, предусматривалась рекомендация к ликвидации скважины в случае обнаружения нескольких нарушений колонны с учётом назначения и необходимости её дальнейшего использования.