Способы герметичности колонн обсадных труб

Новое решение проблемы герметичности резьбовых соединений обсадных колонн с использованием «Технологии чистого свинчивания» (Clear Make Up Technology или СМТ)

New solution of hermetic problems of thread connections of casing columns with use of «clear screw-up know-how» (Clear Make-Up Technology or СМТ)

A. YEMELYANOV, «TMK « Trade House», A. TOKAREV, «Polymer Service» Co, Ltd.

Проблема герметичности и прочности резьбовых соединений труб нефтяного сортамента весьма актуальна, т.к. она неразрывно связана с безаварийностью проводки и крепления, долговечностью и безопасностью эксплуатации нефтяных и газовых скважин.

On advantages of new «clear screw-up know-how», allowing to conduct safe wiring of oil and gas wells

Актуальностью проблемы следует объяснить то внимание, которое ей постоянно оказывалось и оказывается в нефтепромысловой практике, на трубопрокатных заводах, а также отечественными и зарубежными исследователями.

Вопросы герметичности резьбовых соединений в основном решают в двух направлениях: а) герметизацией резьб путем применения различных герметизирующих материалов; б) созданием резьбовых соединений «Премиум», которые имеют узлы герметичности.

Над проблемой повышения технико-экономической эффективности и совершенствования конструкций резьбовых соединений работают лучшие специалисты отрасли. Мировые трубные компании инвестируют значительные средства в улучшение и разработку новых конструкций резьб. Так что же такое «герметичность резьбовых соединений труб»?

Герметичность резьбовых соединений труб – это свойство соединений, обеспечивающее их непроницаемость при нагружении избыточным давлением жидкости или газа в течение длительного времени.

Источник

Обвязка обсадных колонн и проверка герметичности

По истечении регламентированного срока твердения тампонажного раствора обсадную колонну на устье соединяют с предыдущей и герметизируют межколонное пространство таким образом, чтобы в любой последующий момент можно было контролировать давление в нем.

Обвязывают обсадные колонны друг с другом при помощи колонных головок разных конструкций. Наиболее универсальными являются клиновые колонные головки, одна из которых показана на рис. 88. Она состоит из корпуса 7, навинчиваемого на верхний конец предыдущей обсадной колонны; пьедестала 1, который устанавливают на фланец корпуса и крепят к последнему болтами; клиньев 9, при помощи которых подвешивают внутреннюю колонну (т. е. первую промежуточную колонну на головке кондуктора; вторую промежуточную колонну на головке первой и т. д.), и уплотнительных устройств для обеспечения герметичности всех соединений. В теле корпуса и пьедестала имеются боковые отверстия, закрытые пробками 8. После обвязки двух колонн в одно из таких отверстий ввинчивают кран высокого давления, через который с помощью манометра контролируют давление в межколонном пространстве, а при необходимости стравливают газ (отводят на факел). При обвязке колонн, которые перекрывают газоносные пласты либо нефтеносные с повышенным коэффициентом аномальности, целесообразно в одно из отверстий вставить и приварить к корпусу (или пьедесталу) патрубок с краном высокого давления, через который при необходимости можно было бы закачать в заколонное пространство промывочную жидкость для устранения газопроявлений.

Перед обвязкой обсадную колонну, которая с момента окончания цементирования должна оставаться подвешенной на крюке буровой установки, натягивают с расчетным усилием и затем при помощи клиньев подвешивают в головке. После подвески на верхний конец колонны навинчивают пьедестал и соединяют последний с фланцем корпуса головки.

Герметичность обсадной колонны, колонной головки и зацементированного заколонного пространства проверяют путем опрессовки. Продавочную жидкость в колонне предварительно заменяют на воду. При опрессовке внутреннее давление в любом сечении колонны должно не менее чем на 10% превышать наибольшее ожидаемое давление здесь в период опробования, испытания или эксплуатации скважины (а для промежуточных

колонн — в случае закрытия превентора при выбросе или замены промывочной жидкости другой с более высокой плотностью в ходе дальнейшего углубления скважины).

Если трубы с наименьшей прочностью на разрыв составляют верхнюю секцию колонны, давление роп, которое должно быть создано на устье при опрессовке, можно рассчитать по формуле

где рв — наибольшее ожидаемое внутреннее давление у верхнего конца рассматриваемой секции; zс — глубина верхнего конца этой секции от устья.

Во всех случаях давление опрессовки верхней секции колонны должно быть не меньше величин, указанных ниже

Колонну признают герметичной в том случае, если после замены продавочной жидкости водой не наблюдается перелива жидкости и выделения газа на устье и если в период выдержки колонны под указанным выше давлением последнее в течение 30 мин снижается не более чем на 0,5 МПа при опрессовочном давлении свыше 7 МПа и не более чем на 0,3 МПа при меньшем опрессовочном давлении. Контроль за изменением давления начинают через 5 мин после создания заданного давления опрессовки.

Проверка герметичности обсадной колонны опрессовкой после образования цементного камня имеет существенный недостаток. Давление в колонне при опрессовке, особенно в газовых скважинах, часто намного больше, чем в период твердения тампонажного раствора (рис. 89, кривые 4 и 2). В ряде случаев по этой причине цементный камень в заколонном пространстве, прежде всего в верхней части скважины, разрушается и не может в дальнейшем надежно выполнять функции разобщающей среды. Устранить этот недостаток можно, если опрессовывать обсадную колонну не после затвердения тампонажного раствора, а перед началом цементирования (либо в крайнем случае сразу же после окончания его).

Герметичность эксплуатационных колонн во всех разведочных скважинах, а также в тех эксплуатационных скважинах, в которых в период опробования, испытания или эксплуатации давление у устья существенно не превышает атмосферного, дополнительно проверяют путем снижения уровня жидкости. При таком испытании рекомендуется снижать уровень жидкости в колонне на 40—50 м ниже того, при котором предполагается вызывать приток пластовой жидкости при опробовании или освоении. Глубина снижения уровня, однако, не должна превышать величины, при которой избыточное наружное давление может стать больше сопротивляемости труб наименее прочной секции смятию. Согласно «Инструкции по испытанию скважин на герметичность» глубина снижения уровня должна быть не ниже указанных величин.

Если же при бурении скважины и в качестве продавочной жидкости при цементировании использовали буровой раствор с плотностью выше 1400 кг/м3, ограничиваются заменой этого раствора на воду, и уровень в колонне не снижают, Колонну считают герметичной, если за 8 ч наблюдения уровень жидкости в ней поднимется не более, чем указано в табл. 12. Наблюдения за изменением уровня начинают через 3 ч после снижения его, чтобы в основном устранить влияние жидкости, стекающей со стенок колонны.

Если колонна спущена в несколько приемов, герметичность ее обычно проверяют после затвердения тампонажного раствора путем гидравлической опрессовки сначала верхнего участка, затем двух верхних, наконец, всей колонны. Если один из участков оказался негерметичным, сначала устраняют обнаруженные дефекты, повторно его опрессовывают и лишь затем проверяют герметичность следующего участка. Если каждый участок обсадной колонны опрессовывают при спуске, проверить герметичность стыка двух участков можно опрессовкой после затвердения тампонажного раствора, отделив его предварительно от остальной части колонны при помощи пакеров, спускаемых на бурильных трубах.

В газовых скважинах герметичность устьевой части эксплуатационных колонн дополнительно проверяют путем опрессовки воздухом. Для этого в обсадную колонну спускают насосно-компрессорные трубы, межколонное пространство герметизируют при помощи превентора или фонтанной арматуры, восстанавливают обратную промывку водой, в которую компрессором нагнетают воздух. После того, как давление нагнетания достигнет максимума для данного компрессора (обычно 8—10 МПа), задвижки на устье межколонного пространства закрывают н в насосно-компрессорные трубы цементировочным насосом закачивают воду до тех пор, пока давление сжатого воздуха в межколонном пространстве не достигнет заданного давления опрессовки.

Если на кондукторе или промежуточной колонне должен быть установлен превентор, опрессовкой проверяют также герметичность зацементированного пространства за данной колонной. Такая проверка возможна, если ниже башмака колонны находятся непроницаемые горные породы. Перед опрессовкой скважину углубляют на 1—2 м, а затем в нижнюю часть колонны через бурильные трубы закачивают порцию воды. Давление на устье колонны при опрессовке можно рассчитать по формуле (9.2), подставив вместо pв — наибольшее возможное давление у башмака в случае закрытия превентора при выбросе.

Во избежание разрыва пород у башмака колонны и поглощения промывочной жидкости при опрессовке необходимо соблюдать условие

Источник

Всё про нефть и газ www.neft-i-gas.narod.ru

13 ИСПЫТАНИЕ ОБСАДНЫХ КОЛОНН НА Г ЕРМЕТИЧНОСТЬ

Порядок и условия проведения испытаний на герметичность обсадных труб и колонн в скважине предусматриваются «Инструкцией по испытанию обсадных колонн на герметичность», Москва, 1999г.

Основные цели испытания обсадных труб и колонн на герметичность:

— проверка прочности спущенных обсадных колонн;

— проверка качества и надёжности обсадных колонн;

— повышение противоаварийной устойчивости производственных объектов.

Испытанию на герметичность подлежат:

— все кондуктора и технические колонны, несущие противовыбросовое оборудование подвергаются испытанию на герметичность и проверке качества цементирования под башмаком. Необходимость и режим испытания кондукторов и технических колонн, на которых не предусмотрена установка противовыбросового оборудования, устанавливается буровыми предприятиями по согласованию с заказчиком.

— эксплуатационные колонны после первичного и ремонтного цементирования, других ремонтных работ в колонне, установки цементных мостов для изоляции опробованных (выработанных) горизонтов.

Перед испытанием на герметичность обсадных колонн и качества их цементирования должна быть произведена проверка расположения цемента в затрубном пространстве и характера сцепления цементного камня с обсадной колонной.

Испытания обсадных колонн должны обеспечить проверку:

— герметичности цементного кольца у башмака кондуктора или технической колонны;

— герметичности обсадных колонн во всём диапазоне интервалов, где возможно возникновение избыточных внутренних давлений в процессе освоения, эксплуатации или аварийных ситуаций;

— герметичности эксплуатационной колонны при воздействии внешнего давления для скважин, где исключена возможность избыточного давления на устье.

При испытании обсадных колонн должны выполняться следующие требования:

— в процессе испытания колонн на герметичность способом опрессовки создаваемое внутреннее давление на трубы должно превышать не менее чем на 10% возможное давление, возникающее при ликвидации газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов, а также при опробовании и эксплуатации скважины;

— межколонное пространство на устье скважины опрессовывается водой или незамерзающей жидкостью на давление, не превышающее остаточную прочность предыдущей обсадной колонны;

— обсадные трубы эксплуатационных колонн, а также кондукторов и технические колонн, несущих противовыбросовое оборудование, подвергаются предварительному гидроиспытанию с выдержкой не мене 30 с при внутреннем давлении, превышающем не менее чем на 5% внутренне избыточное давление, действующее на трубы колоны при испытании их в скважине;

— испытание кондукторов и промежуточных колонн на герметичность проводится опрессовкой с заполнением их водой от устья до глубины 20-25 м, а в остальной части – буровым раствором, которым проводилась продавка тампонирующей смеси;

— после разбуривания цементного стакана и выхода из башмака кондуктора на 1,0-3,0 м или перед вскрытием продуктивного пласта кондуктор или промежуточная колона вместе с установленным на них противовыбросовым оборудованием для проверки качества цементного кольца во избежание прорыва за башмак колонны жидкости или газа при выбросах подвергаются повторной опрессовке при спущенной бурильной колонне с закачкой на забой порции воды с подъёмом её в башмак на 10-20 м;

— эксплуатационные колонны испытываются на герметичность опрессовкой с предварительной заменой бурового раствора на техническую воду (в том числе минерализованную);

— в скважинах, на устье которых избыточного давления может не быть, эксплуатационная колонна дополнительно должна испытываться на герметичность снижением уровня воды до динамического уровня при механизированной добыче нефти;

— испытание колонны опрессовкой производится с использованием технических средств, обеспечивающих плавный подъём давления.

Обсадные колонны считаются герметичными, если в течение 30 минут давление опрессовки снизилось не более чем, на 0,5 МПа (5,0 кгс/см 2 ).

Во всех случаях давления испытания обсадных колонн и труб не должно быть меньше величин, указанных в таблице 13.1.

Минимально необходимое давление при испытании колонн

Минимально необходимое давление, (не менее), МПа

Источник

Добыча нефти и газа

Изучаем тонкости нефтегазового дела ВМЕСТЕ!

Устранение негерметичности обсадной колонны

Работы по устранению негерметичности обсадных колонн включают изоляцию сквозных де­фектов обсадных труб и повторную герметизацию их соединительных узлов (резьбовые соединения, стыковочные устройства, муфты ступенчатого цемен­тирования)

· Останавливают и глушат скважину.

· Прово­дят исследования скважины.

· Проводят обследование обсадной колонны.

· Выбирают технологическую схему проведе­ния операции, тип и объем тампонажного материала.

· Ликвидацию каналов негерметичности со­единительных узлов производят тампонированием под давлением.

· В случае достоверной информации о негерметичности резьбового соединения используют метод установки металлического пластыря.

Тампонирование негерметичных резьбовых соединений обсадных колонн.

· 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.

Изоляцию сквозных дефектов обсадных ко­лонносуществляют, 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 5 м 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 диаметрапроизводят 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;

· по 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.

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.

Источник