Поиск дефектов в обсадных колоннах и способы их устранений

средствами для поиска дефекта являются пакеры и самоуплот- няющиеся манжеты

многоразового действия различных конструкций. К недостаткам этих устройств относится то, что они не позволяют определить характер (форму и размер) дефекта.

и газовых скважин, причины их возникновения

он используется для тампонажных работ, кислотной обработки, гидравлического разрыва пласта

или испытания скважин. Пакер оснащен башмаками якоря плунжерного типа, трехэлементной системой пакеровки и внутренним перепускным клапаном большого диаметра для надеж- ной и безаварийной эксплуатации. Пакер ПГЕ-1 может быть спущен самостоятельно или с извлекаемой мостовой пробкой.
Во время проведения ремонтных работ в условиях высокого давления, пакер удерживается в месте посадки при помощи интегральной гидравлической системы зацепляющихся шлицов. Необходимое для работы системы давление отбирается не прямо из насосно-компрессорных труб, а из-под уплотняющих элементов, что предотвращает засорение ее шламом и цементом.

колонн с целью определения мест не герметичности, а также для

закачки тампонажных материалов и химических реактивов в заданные интервалы продуктивных пластов.
Пакер ПРСМ1 спускается в обсадную колонну на трубах НКТ по ГОСТ 633-80 и устанавливается на заданной глубине.
Конструкция гидравлического пакерующего устройства ПРСМ включает два уплотнительных узла, оснащенных резиновыми уплотнительными манжетами и расположенный между ними клапанный узел.

бурильных труб в обсадной колонне скважины при проведении операций

по воздействию на призабойную зону. Категория размещения при эксплуатации 5 по ГОСТу 15150-69. Допускаемая кислотность рабочей среды pH 7.
Принцип действия пакера заключается в следующем:
В скважину пакер спускается на колонне труб. При этом фиксатор удерживает шлипсодержатель в крайнем нижнем положении относительно ствола. При повороте колонны труб по часовой стрелке фиксатор выходит в длинную прорезь паза на стволе, освобождая шлипсодержатель. При опускании колонны труб шлипсы под действием пружин прижимаются к стенке скважины и удерживаются на месте, и конус заклинивает их в обсадной трубе. Приложенная к пакеру нагрузка от веса колонны труб через головку и опору передается манжетам. Они деформируются и уплотняют пакер. При натяжении колонны труб манжеты восстанавливают свою первоначальную форму, конус освобождает шлипсы, и пакер снимается с места установки.

для снятия оттисков с внутренней поверхности негерметичных обсадных колонн. Его

применяют при обследовании негерметичного интервала колонн. Спуск, подъем и управление работой устройства осуществляется с помощью каротажного кабеля.

Техническая характеристика устройства для снятия оттисков
Диаметр эксплуатационной колонны, мм ……………….140, 146, 168
Длина получаемого оттиска, мм ………………………...1000
Длина, мм ………………………………………………………2500
Диаметр, мм
минимальный …………………………………………115
максимальный …………………………………………160
vасса устройства, кг …………………………….25

1-корпус; 2-электродвигатель; 3-редуктор; 4-центраторы; 5-вал; 6, 10-ползуны; 7-рычаги; 8-опоры; 9-лыжи; 11-пластичный материал; 12-окна

головка
Геофизические приборы
Кабель-канат
ТЕХНИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ СОЭК:
Диаметр обсадной колонны, мм

139,7-168,3
Наружный диаметр при транспортировке, мм 118
Длина , в собранном виде, мм 4500
Масса, кг 150
Допустимое давление, МПа 45,0
Температура рабочей среды, гр. Цельсия 100
Напряжение, В 220
Ток, А 2

из колонн, сохранить диаметр скважины постоянным, заменять обсадные колонны при

их коррозии, изнашивании, повреждениях, способствовать успешной борьбе с авариями при бурении.
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.

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.

в скважине
Негерметичность резьбовых соединений обсадных труб — одна из самых

распространенных причин возник­новения межколонных проявлений в газовых скважинах в период опробования и эксплуатации
Дополнительная герметизация резьбовых соединений в сква­жине путем исправительного цементирования, закачки различных смол и других видов ремонтных работ часто оказывается безуспешной.
В некоторых районах России с целью дополнительной герметизации резьбовых соединений обсадных труб применяют метод довинчивания эксплуатационных колонн в скважинах

большинстве случаев довинчиванием удается восстановить их герметичность.
На Кубани было

признано более целесообразным применять профилактическое довинчивание эксплуатационной колонны в скважине после ОЗЦ 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.

L — длина подвижной части колонны;
F — средневзвешенная п/шщадь поперечного

сечения об­садных труб для участка колонны, свободного от цементного камня;
Е — модуль упругости первого рода для стали обсадных труб;
Р2-P1 — растягивающее усилие в кг;
∆L — удлинение колонны под действием растягивающего усилия;
1,05 — коэффициент, учитывающий жесткость соединительных муфт обсадных труб, а также трение колонны о стенки скважины.

системой на величину Р1, 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
Не снимая натяжки Р1, увеличивают ее на 7—8 т и сейчас же уменьшают до первоначальной величины Р1, 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.
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 ∆L.

ее довинчиванию.
Предварительно необходимо задаться величиной предельного крутящего момента для

довинчиваемых резьбовых соединений труб и постоянно контролировать величину создаваемо­го крутящего момента.
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.
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 предпочитают способ «сверху вниз» вследствие более удобного варьирования натяжной колонны в процессе довинчивания.