Результат интеллектуальной деятельности: СПОСОБ ВОССТАНОВЛЕНИЯ ГЕРМЕТИЧНОСТИ РЕЗЬБОВОГО СОЕДИНЕНИЯ ОБСАДНОЙ КОЛОННЫ В СКВАЖИНЕ

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для восстановления герметичности резьбовых соединений обсадных колонн в добывающих и нагнетательных скважинах.

Известны способы обеспечения герметичности резьбовых соединений обсадных колонн в скважинах путем использования металлических и пластмассовых накладок, пластырей, перекрывателей, патрубков, колонн-летучек и других различных конструкций [Справочная книга по текущему и капитальному ремонту нефтяных и газовых скважин. М.: «Недра», 1979].

Основным недостатком, присущим этим способам, является уменьшение проходного сечения обсадной колонны, что не позволяет осуществлять некоторые технологические процессы в скважине и ограничивает применение ряда контрольно-измерительных приборов. Кроме того, указанные способы требуют применения сложного нефтепромыслового оборудования, средств и времени.

Известны способы обеспечения герметичности резьбовых соединений обсадных колонн в скважинах путем заполнения межрезьбовых зазоров изоляционным материалом: уплотнительными составами, герметизирующими смазками, замазками и т.п., которые наносятся предварительно в заводских условиях или при спуске колонн непосредственно в скважину [Сидоров И.А. Восстановление герметичности обсадных колонн в нефтяных и газовых скважинах. ТНТО, сер. Бурение, М., 1972].

Недостатком данных способов является низкая надежность герметизации резьбовых соединений при эксплуатации скважин, т.к. эти изоляционные материалы не всегда обладают достаточными адгезионными свойствами и они разрушаются в агрессивных средах скважин и вымываются эрозионным действием потоков скважинных флюидов. Кроме того, что при транспортировке колонн возникает необходимость дополнительной защиты слоя нанесенных изоляционных материалов от повреждений, нет возможности повторной операции герметизации.

Наиболее близким к заявляемому способу по технической сущности является способ ликвидации негерметичности резьбовых соединений обсадных колонн в скважине, включающий доставку изоляционного материала к месту негерметичности под давлением, а затем резкий сброс давления после ввода его в межрезьбовые зазоры [Патент РФ №20020329, Е 21 В 29/00, 1991].

Недостатки, описанные для второго аналога, присущи и для данного способа. Кроме того, способ не исключает возможности попадания изоляционного материала в интервал перфорации и кольматации продуктивного пласта, что может вывести скважину из строя. Недостатком также является то, что при его осуществлении возникает опасность аварийной ситуации и нарушения целостности обсадной колонны, т.к. способ предусматривает доставку и введение для защемления в межрезьбовых зазорах изоляционного материала под давлением не меньшим, чем давление опрессовки обсадной колонны.

Задачей изобретения является повышение качества герметизации резьбовых соединений обсадной колонны, а также повышение надежности выполнения способа, снижение трудоемкости его осуществления и возможность многократного использования для достижения требуемого результата.

Указанная задача решается предлагаемым способом, заключающимся в устранении зазоров между витками резьбы путем пластического деформирования резьбовой части трубы за счет создания в ней радиальных усилий расширителем.

Новым является то, что герметизация резьбового соединения обеспечивается пластическим деформированием ниппеля резьбового соединения путем его развальцовки на величину ε(σ_Т), определяемую по формуле:

где ε(σ_Т) - относительная деформация ниппеля резьбового соединения обсадной трубы; %

σ_Т - предел текучести материала трубы, МПа;

d₀ - внутренний диаметр ниппеля резьбового соединения до раздачи, мм;

d₁(σ_Т) - рабочий диаметр вальцующего инструмента (шарошек расширителя), обеспечивающий затекание материала ниппеля в зазоры между витками резьбы и создание напряженного состояния в резьбовом соединении до предела текучести материла, мм;

δ₀ и δ₁(σ_Т) - толщина ниппеля до и после раздачи соответственно, мм.

На фиг.1 изображены трубы обсадной колонны, соединенные между собой муфтой при помощи резьбы.

На фиг.2 - выполнение операции деформирования резьбового соединения расширителем.

На фиг.3 - загерметизированное резьбовое соединение.

Способ осуществляется следующим образом.

Для определения негерметичности резьбового соединения обсадной колонны в скважине выполняют комплекс геофизических исследований скважин (ГИС) с применением приборов, например, дефектоскопов, термометров, локаторов муфт и т.д. Обсадная колонна предварительно спрессовывается на внешнее давление, методом снижения уровня, в скважине фиксируется объем притока жидкости через зазоры резьбового соединения 1 (см. Фиг.1) между муфтой 2 и ниппелем 3 обсадных труб 4, обнаруженный результатами ГИС.

Процесс восстановления герметичности резьбового соединения обсадной колонны в скважине осуществляют на основе использования расширителя скважин 5 (см. Фиг.2) (патент РФ №2117747) с некоторыми изменениями, то есть в расширитель устанавливают гладкие и калиброванные по диаметру шарошки 6. Для выполнения процесса собирают компоновку: расширитель 5, бурильная труба 7, репер 8 и колонну бурильных труб 9.

Подготовленный и испытанный на поверхности расширитель спускают в скважину на бурильных трубах. Расширитель спускают в скважину в транспортном положении, т.е. в положении, когда шарошки находятся внутри корпуса расширителя.

Привязку расширителя 5 к интервалу нарушения резьбового соединения 1 (см. Фиг.1) производят по результатам комплекса ГИС путем отбивки репера 8 с использованием данных локатора муфт и гамма каротажа.

После позицирования расширителя 5 (см. Фиг.2) напротив верхней части ремонтируемого участка резьбового соединения 1 (см. Фиг.1) создают давление промывочной жидкостью до 7 МПа и тем самым осуществляют выдвижение шарошек 6 (см. Фиг.2) из корпуса расширителя 5, т.е. переводят расширитель 5 в рабочее положение и создают условия для выполнения радиального деформирования поверхности резьбового соединения вращением ротора. При этом вращение ротора (на Фиг. не показан) производят с расчетной скоростью так, чтобы создать шарошками 6 расширителя 5 радиальные нагрузки, необходимые для пластической деформации ниппеля 3 (см. Фиг.1) резьбового соединения 1 обсадной колонны 4 и создания между ниппелем 3 и муфтой 2 напряженного состояния, не превышающей передела текучести материала муфты 2.

Поддерживая расчетную осевую нагрузку по гидравлическому индикатору веса, производят проработку сверху вниз в пределах резьбового соединения 1, подлежащего ремонту. При этом, передавая вращение и осевую нагрузку на шарошки 6, деформируют поверхность 10 (см. Фиг.3) ниппеля 3 и вдавливают его материал в зазоры между витками резьбового соединения 1 до получения кольцевой деформации (вдавливания) до заданного диаметрального размера и уплотнения резьбового соединения 1. Величина данного диаметрального размера (фактически это внутренний диаметр резьбового соединения 1 после его раздачи) зависит от геометрических параметров профиля резьбового соединения и механических характеристик (модуля упругости, предела текучести) материала резьбового соединения 1, причем величина относительного изменения внутреннего диаметра резьбового соединения 1 до и после его раздачи должна удовлетворять условиям восстановления герметичности резьбового соединения 1 и сохранению его прочности. Расчетным способом определена величина относительной деформации ниппеля 3 резьбового соединения 1 следующим соотношением:

ε(σ_Т) - относительная деформация ниппеля резьбового соединения обсадной трубы, %;

σ_Т - предел текучести материала трубы, МПа;

d₀ - внутренний диаметр ниппеля резьбового соединения до раздачи, мм;

d₁(σ_T) - рабочий диаметр вальцующего инструмента (шарошек расширителя), обеспечивающий затекание материала ниппеля в зазоры между витками резьбы и создание напряженного состояния в резьбовом соединении до предела текучести материла, мм;

δ₀ и δ₁(σ_T) - толщина ниппеля 3 до и после раздачи соответственно, мм.

После окончания этих операций останавливают ротор и производят подъем расширителя 5. Проверяют герметичность резьбового соединения 1 отремонтированного участка методом снижения уровня жидкости в скважине. Если герметичность обсадной колонны недостаточна, то вышеописанную операцию при прежнем режиме повторяют, изменив (увеличив) диаметр расширителя 5, до тех пор, пока герметичность резьбового соединения 1 обсадной колонны 4 не будет восстановлена.

Такое ступенчатое осуществление способа позволяет избежать резкого возрастания радиальных напряжений в теле обсадной колонны 4 при деформации поверхности резьбового соединения 1, что предохраняет обсадную колонну 4 от возникновения трещин и других нарушений при чрезмерных напряжениях.

Кроме того, ступенчатость выполнения способа позволяет быстро адаптировать параметры технологического процесса к конкретным условиям в скважине: к различным степеням нарушения герметичности, к различным типоразмерам обсадных колонн 4, т.е. позволяет создать «щадящий» режим осуществления способа.

Пример конкретного осуществления способа

На скважине №32323 при цементировании обсадной колонны 4 произошло поглощение цементного раствора, в результате чего получен его недоподъем до глубины 498 м. Произведен отворот обсадной колонны 4 на глубине 236,7 м и произведена повторная цементация через ее нижний конец. После соединения обсадной колонны 4 в месте отворота и ОЗЦ при помощи ГИС (термометр, локатор муфт и гамма-каротаж) обнаружена негерметичность резьбового соединения на глубине 287 м.

Работы по восстановлению герметичности резьбового соединения 1 обсадной колонны 4 проводились при помощи развальцовки его расширителем 5.

На расширитель 5 установлены гладкие шарошки 6 с получением диаметра 151 мм. Опробовали расширитель 5 на устье скважины, подсоединив его к нагнетательной линии. Шарошки 6 вышли в рабочее положение при давлении 4 МПа.

На бурильных трубах спустили расширитель 5 до глубины 286,5 м, в следующей компоновке: расширитель 5; центратор; переводники (М-76/76, П-86/76); две бурильные трубы 7; репер 8; колонна бурильных труб 9. Провели работы по привязке расширителя 5 при помощи локатора муфт и гамма-каротажа.

Первым рейсом прокалибровали расширителем 5 обсадную колонну 4 в интервале 286,5-288,3 м. Время калибровки составило 0,5 ч. Подняли расширитель 5, диаметр составил 151 мм.

Вторым рейсом прокалибровали расширителем 5 диаметром 152 мм обсадную колонну 4 в интервале 286,5-288,8 м. Время калибровки составило 1 ч. Подняли расширитель 5, диаметр составил 152 мм.

По результатам исследований методом снижения уровня приток жидкости в колонну 4 после первых двух вальцовок уменьшился с 40 м до 18 м.

Третьим рейсом прокалибровали расширителем 5 диаметром 153,5 мм обсадную колонну в интервале 286,5-288,8 м. Время калибровки составило 1 ч. Подняли расширитель 5, диаметр составил 153 мм.

По результатам исследований методом снижения уровня приток жидкости в колонну 4 после третьей вальцовки отсутствует. Колонна 4 герметична.

Преимущества предлагаемого способа основываются на том, что повреждение в резьбовом соединении 1 обсадной колонны 4 изолируется более надежно за счет проникновения материала резьбового соединения в зазоры между витками, т.е. повышается качество герметизации резьбового соединения 1.

Кроме того, предлагаемый способ позволяет:

- создавать меньшие нагрузки при деформировании поверхности резьбовых соединений и тем самым повысить надежность выполнения ремонтных работ, снизить их трудоемкость и обеспечить безаварийность работ;

- сохранить внутреннее поперечное сечение обсадной колонны, что дает возможность проводить необходимые технологические процессы в скважине, спускать оборудование, приборы и т.д.;

- многократно повторять технологический процесс без значительных изменении и материальных затрат;

- осуществлять надежный контроль за технологическим процессом и конечным результатом.