RU2242582C2 - Device for pressurization of torn column in a well (variants) - Google Patents
Device for pressurization of torn column in a well (variants)Info
- Publication number
- RU2242582C2 RU2242582C2 RU2002107074/03A RU2002107074A RU2242582C2 RU 2242582 C2 RU2242582 C2 RU 2242582C2 RU 2002107074/03 A RU2002107074/03 A RU 2002107074/03A RU 2002107074 A RU2002107074 A RU 2002107074A RU 2242582 C2 RU2242582 C2 RU 2242582C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- well
- column
- shank
- tail piece
- lower portion
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Earth Drilling (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к технике и технологии подземного ремонта скважин, а именно к устройствам для герметизации разорванных и смещенных эксплуатационных обсадных колонн нефтяных, водяных и газовых скважин.The invention relates to techniques and technologies for underground well repair, and in particular to devices for sealing fractured and displaced operational casing strings of oil, water and gas wells.
В практике зафиксированы случаи, когда обсадная колонна в процессе эксплуатации скважины имеет разрыв с зазором по оси и со смещением в поперечном сечении.In practice, cases have been recorded when the casing string during operation of the well has a gap with a gap along the axis and with an offset in the cross section.
Так, например, скважина №4 Ново-Алексеевского месторождения Майкопского УДТГ ООО “Кубаньгазпром”. Общая глубина скважины 4300 м, колонна спущена до отметки 4295 м, искусственный цементный мост на глубине 3940 м, интервал перфорации (продуктивный пласт) 3915-3925 м, цементный раствор в затрубье поднят до отметки 2278 м. Эта скважина на глубине 2014 м имеет поперечный разрыв обсадной колонны диаметром 140 мм с разрывом (зазором) вдоль оси на 800 мм и со смещением в поперечном сечении в пределах 50 мм (на фиг.1).So, for example, well No. 4 of the Novo-Alekseevskoye field of the Maykop UDTG of Kubangazprom LLC. The total depth of the well is 4300 m, the string is lowered to the level of 4295 m, the artificial cement bridge is at a depth of 3940 m, the perforation interval (productive layer) is 3915-3925 m, the cement slurry in the annulus is raised to the level of 2278 m. This well has a transverse depth at 2014 m rupture of the casing string with a diameter of 140 mm with a gap (gap) along the axis of 800 mm and with a displacement in the cross section within 50 mm (figure 1).
Известно устройство для герметизации обсадных колонн, включающее спуск устройства в сборе с пластырем на инструменте в скважину, ориентацию пластыря на разрыв, создание избыточного гидравлического давления в устройстве и расширение пластыря до сопряжения с обсадной колонной дорнирующей головкой сверху вниз силовым толкателем при применении устьевого упора /1/.A device for sealing a casing string is known, including lowering the complete assembly with the patch on the tool into the well, orienting the patch to rupture, creating excessive hydraulic pressure in the device and expanding the patch to mate the casing string with the turning head from top to bottom with a power pusher when applying wellhead / 1 /.
Известно устройство для ремонта обсадной колонны, включающее гофрированный пластырь с торцевыми уплотнителями на штанге и спуск в скважину после заполнения полости пластыря рабочим агентом НРС-1 (СИГБ) на водной основе, ориентацию пластыря против разрыва, процесс набухания НРС-1, обеспечивающий расширение пластыря до контакта с обсадной колонной /2/.A device for repairing a casing string is known, including a corrugated patch with end seals on the rod and descent into the well after filling the cavity of the patch with a working agent NRS-1 (SIGB) on a water basis, the orientation of the patch against fracture, the process of swelling of the NRS-1, allowing the patch to expand to contact with the casing / 2 /.
Однако данные устройства не восстанавливают центрацию поперечного разрыва обсадной колонны с разрывом (зазором) вдоль оси на значительную величину и не обеспечивают прочность отремонтированного разрыва обсадной колонны от смятия наружным давлением из-за тонкостенности пластыря, а следовательно герметизация колонны не будет достигнута.However, these devices do not restore the centering of the transverse fracture of the casing with a gap (gap) along the axis by a significant amount and do not provide the strength of the repaired fracture of the casing from being crushed by external pressure due to the thinness of the patch, and therefore, the sealing of the string will not be achieved.
Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является устройство для перекрытия разрыва обсадной колонны трубами меньшего диаметра (установка хвостовиков, летучек) с последующим цементированием в межтрубном пространстве, содержащее хвостовик, снабженный в верхней части переводником с резьбой для отворота инструмента при его подъеме из скважины /3/.The closest in technical essence and the achieved result is a device for closing the casing rupture with pipes of smaller diameter (installation of shanks, flares) with subsequent cementing in the annulus, containing a shank equipped with a threaded adapter in the upper part for turning the tool up when lifting it from the well / 3 /.
Известное устройство не позволяет отцентрировать разорванные и смещенные в поперечном сечении части колонны, так как нижний конец хвостовика (летучки) при спуске в скважину упирается в верхний торец разорванной и смещенной нижней части обсадной колонны. И, как результат, проходимость инструмента не восстанавливается, негерметичность колонны не ликвидируется, возвращение скважины в действующий фонд не обеспечивается, скважина ликвидируется.The known device does not allow to center the broken and shifted in cross section sections of the string, since the lower end of the liner (flies) when running into the well abuts against the upper end of the broken and shifted lower part of the casing. And, as a result, the permeability of the tool is not restored, leakage of the column is not eliminated, the return of the well to the existing fund is not provided, the well is liquidated.
Техническим результатом изобретения является восстановление проходимости инструмента, ликвидация негерметичности разорванной эксплуатационной обсадной колонны и возвращение скважины в действующий фонд.The technical result of the invention is the restoration of the patency of the tool, the elimination of leaks in the torn production casing string and the return of the well to the existing fund.
Технический результат может быть достигнут при реализации одного из трех вариантов тем, что:The technical result can be achieved by implementing one of three options by the fact that:
1. в известном устройстве для герметизации разорванной колонны в скважине, содержащем хвостовик, снабженный в верхней части переводником с резьбой для отворота инструмента при его подъеме из скважины, согласно изобретению хвостовик выполнен состоящим из верхней и нижней частей, между которыми расположены фиксирующие элементы в виде пружинных пластин, на наружной поверхности которых расположены плоские фиксаторы, выполненные с возможностью опоры на верхний торец нижней части разорванной колонны, при этом нижняя часть хвостовика выполнена со скосом, а высота фиксаторов больше зазора между трубами колонны, соединенными муфтами;1. in a known device for sealing a broken column in a well containing a liner provided with a threaded adapter in the upper part for turning the tool when lifting it from the well, according to the invention, the liner is made up of upper and lower parts, between which are fixed spring elements plates, on the outer surface of which are flat clamps, made with the possibility of support on the upper end of the lower part of the broken column, while the lower part of the shank is made Helen with a bevel, and the height of the clamps is greater than the gap between the pipes of the column connected by couplings;
2. в известном устройстве для герметизации разорванной колонны в скважине, содержащем хвостовик, снабженный в верхней части переводником с резьбой для отворота инструмента при его подъеме из скважины, согласно изобретению, хвостовик выполнен перфорированным и с расположенной по его центру выточкой по кольцу, в которой размещены фиксаторы в виде отжимных пружинных лепестков, выполненные с возможностью опоры на верхний торец нижней части разорванной колонны, при этом нижняя часть хвостовика выполнена со скосом, а высота фиксаторов больше зазора между трубами колонны, соединенными муфтами;2. in a known device for sealing a broken column in a well containing a shank provided with a threaded adapter in the upper part for turning the tool when lifting it from the well, according to the invention, the shank is perforated and has a recess located in its center along the ring in which clamps in the form of squeezing spring petals, made with the possibility of support on the upper end of the lower part of the broken column, while the lower part of the shank is made with a bevel, and the height of the clamps is greater the gap between the pipes of the column connected by couplings;
3. в известном устройстве для герметизации разорванной колонны в скважине, содержащем хвостовик, снабженный в верхней части переводником с резьбой для отворота инструмента при его подъеме из скважины, согласно изобретению, хвостовик выполнен перфорированным, состоящим из верхней и нижней частей, соединенных внутренней по центру втулкой с образованием кольцевого зазора и снабжен на его наружной поверхности в кольцевом зазоре фиксатором в виде Т-образного в поперечном сечении стопорного пружинного кольца, выполненным с возможностью опоры на верхний торец нижней части разорванной колонны, при этом нижняя часть хвостовика выполнена со скосом, а высота фиксатора больше зазора между трубами колонны, соединенными муфтами.3. in a known device for sealing a broken column in a well containing a shank provided with a threaded adapter in the upper part for turning the tool when lifting it from the well, according to the invention, the shank is perforated, consisting of upper and lower parts connected by an inner center sleeve with the formation of an annular gap and provided on its outer surface in the annular gap with a latch in the form of a T-shaped in cross section of the retaining spring ring, made with the possibility of s on the upper end of the lower part of the broken string, the lower portion of the shank is provided with a bevel, and the height of the retainer over the gap between the pipe string connected couplings.
На фиг.1 показан отпечаток 1 смещения нижней части относительно верхней части разорванной колонны на торцевой печати 2.Figure 1 shows the imprint 1 of the displacement of the lower part relative to the upper part of the broken column on the
На фиг.2 представлен общий вид устройства (вариант 1) в транспортном положении в продольном разрезе без верхней и нижней частей хвостовика при спуске в скважину.Figure 2 presents a General view of the device (option 1) in the transport position in a longitudinal section without the upper and lower parts of the liner during descent into the well.
На фиг.3 - устройство в рабочем положении в момент фиксации разорванной эксплуатационной обсадной колонны после центровки по оси.Figure 3 - the device is in the operating position at the time of fixation of the torn production casing after alignment along the axis.
На фиг.4 представлен общий вид устройства (вариант 2) в транспортном положении в продольном разрезе без верхней и нижней частей хвостовика при спуске в скважину.Figure 4 presents a General view of the device (option 2) in the transport position in a longitudinal section without upper and lower parts of the liner during descent into the well.
На фиг.5 - устройство в рабочем положении в момент фиксации разорванной эксплуатационной обсадной колонны после центровки по оси.Figure 5 - the device is in the working position at the time of fixation of the torn production casing after alignment along the axis.
На фиг.6 представлен общий вид устройства (вариант 3) в продольном разрезе в транспортном положении без верхней и нижней частей хвостовика при спуске в скважину.Figure 6 presents a General view of the device (option 3) in a longitudinal section in the transport position without the upper and lower parts of the liner during descent into the well.
На фиг.7 - устройство в рабочем положении в момент фиксации разорванной эксплуатационной обсадной колонны после центровки по оси.In Fig.7 - the device is in the working position at the time of fixation of the torn production casing after alignment along the axis.
Предлагаемое устройство по варианту 1 (фиг.2 и 3) состоит из нижней 1 со скосом и верхней 2 частей хвостовика, соединенных между собой фиксирующими элементами в виде пружинных пластин 3, на наружной поверхности которых расположены фиксаторы 4. Фиксаторы 4 выполнены плоскими, высота которых больше зазоров между обсадными трубами, соединенными муфтами, не менее чем в 1,5 раза. Фиксаторы 4 опираются на верхний торец нижней части разорванной колонны.The proposed device according to option 1 (FIGS. 2 and 3) consists of a lower 1 with a bevel and an upper 2 parts of the shank, interconnected by fixing elements in the form of
Устройство по варианту 2 (фиг.4 и 5) состоит из сплошного хвостовика 6 с перфорацией 7 и выточкой по кольцу 8, в которой расположены фиксаторы 9 по центру хвостовика.The device according to option 2 (FIGS. 4 and 5) consists of a
Фиксаторы 9 выполнены в виде отжимных пружинных лепестков, высота которых больше зазоров между обсадными трубами, соединенными муфтами не менее чем в 1,5 раза.The latches 9 are made in the form of squeezing spring petals, the height of which is greater than the gaps between the casing pipes connected by couplings at least 1.5 times.
Устройство по варианту 3 (фиг.6 и 7) состоит из хвостовика 10 с внутренней по центру втулкой 11 и перфорацией 12, фиксатора 13 в виде стопорного Т-образного кольца. Высота фиксатора больше зазоров между обсадными трубами, соединенными муфтами, не менее чем в 1,5 раза.The device according to option 3 (FIGS. 6 and 7) consists of a
Хвостовик во всех вариантах имеет: в нижней своей части скос, при помощи которого вращением инструмента обеспечивается заход устройства в нижнюю часть разорванной и смещенной эксплуатационной обсадной колонны и центровка ее по оси, в верхней части - переводник с левой (правой) резьбой для отворота инструмента при его подъеме из скважины.The shank in all cases has: in its lower part, a bevel, with which the rotation of the tool ensures that the device enters the lower part of the broken and shifted production casing and its centering along the axis, in the upper part there is a sub with left (right) thread for turning the tool when his ascent from the well.
Устройство работает следующим образом.The device operates as follows.
Устройство на инструменте (насосно-компрессорных трубах или бурильных трубах) спускают в скважину к месту разрыва эксплуатационной обсадной колонны 5 и вращением и весом инструмента обеспечивают, за счет наличия скоса в хвостовике, заход хвостовика в нижнюю часть разорванной колонны.The device on the tool (tubing or drill pipe) is lowered into the well to the fracture site of the
При выходе фиксаторы 4 (вариант 1, фиг.2 и 3) и фиксаторы 9 (вариант 2, фиг.4, 5), и фиксатор 13 (вариант 3, фиг.6, 7) из верхней части разорванной колонны 5 в пространстве, обладая свойствами заневоленной пружины, выдвигаются радиально и опираются в верхний торец нижней части разорванной колонны, обеспечивая этим фиксацию хвостовика и проход инструмента через хвостовик в интервале разрыва.Upon exit, the retainers 4 (option 1, FIGS. 2 and 3) and the retainers 9 (
После этого вращением влево (вправо) отворачивают от хвостовика инструмент и поднимают на поверхность.After this, turning the tool to the left (right) from the shank and lifting it to the surface.
Затем известным способом ведут цементирование за колонной, выдерживают время на затвердевание тампонажного (цементного) раствора, разбуривание остатков затвердевшего раствора, опрессовку и другие технологические операции для сдачи скважины в эксплуатацию.Then, in a known manner, cementing is carried out behind the column, the time for hardening the grouting (cement) mortar, drilling out the remains of the hardened mortar, crimping and other technological operations for putting the well into operation are maintained.
Использование предлагаемого технического решения позволит восстановить проходимость инструмента, ликвидировать негерметичность эксплуатационной обсадной колонны и возвратить скважину в действующий фонд.Using the proposed technical solution will allow to restore the patency of the tool, eliminate leaks in the operational casing string and return the well to the existing fund.
Экономический эффект от использования предлагаемого изобретения превышает в несколько раз в сравнении со строительством новой скважины.The economic effect of using the proposed invention exceeds several times in comparison with the construction of a new well.
Источники информацииSources of information
1. Патент RU 2154149, 2000.1. Patent RU 2154149, 2000.
2. SU 1538581, 1989.2. SU 1538581, 1989.
3. Сулейманов А.Б. и др. Техника и технология капитального ремонта скважин. – М.: Недра, 1987, с.236-238.3. Suleymanov A.B. and others. Technique and technology of overhaul of wells. - M .: Nedra, 1987, p. 236-238.
Claims (3)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2002107074/03A RU2242582C2 (en) | 2002-03-19 | 2002-03-19 | Device for pressurization of torn column in a well (variants) |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2002107074/03A RU2242582C2 (en) | 2002-03-19 | 2002-03-19 | Device for pressurization of torn column in a well (variants) |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2002107074A RU2002107074A (en) | 2003-10-27 |
RU2242582C2 true RU2242582C2 (en) | 2004-12-20 |
Family
ID=34387035
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2002107074/03A RU2242582C2 (en) | 2002-03-19 | 2002-03-19 | Device for pressurization of torn column in a well (variants) |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2242582C2 (en) |
Cited By (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2515739C1 (en) * | 2012-12-27 | 2014-05-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Repair method for well with defective area with displaced casing string |
RU2715003C1 (en) * | 2019-07-31 | 2020-02-21 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Method of cleaning well from sand plug and jet gun nozzle for its implementation |
RU2808789C1 (en) * | 2023-05-05 | 2023-12-05 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Emergency connection and cementing device for casing string |
-
2002
- 2002-03-19 RU RU2002107074/03A patent/RU2242582C2/en not_active IP Right Cessation
Non-Patent Citations (1)
Title |
---|
СУЛЕЙМАНОВ А.Б. и др. Техника и технология капитального ремонта скважин. - М.: Недра, 1987, с.236-238. * |
Cited By (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2515739C1 (en) * | 2012-12-27 | 2014-05-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Repair method for well with defective area with displaced casing string |
RU2715003C1 (en) * | 2019-07-31 | 2020-02-21 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Method of cleaning well from sand plug and jet gun nozzle for its implementation |
RU2808789C1 (en) * | 2023-05-05 | 2023-12-05 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Emergency connection and cementing device for casing string |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US10316616B2 (en) | Dissolvable bridge plug | |
US7779926B2 (en) | Wellbore plug adapter kit and method of using thereof | |
CA2494290C (en) | Disposable downhole tool with segmented compression element and method | |
US20180216437A1 (en) | Through tubing p&a with two-material plugs | |
AU2010309542B2 (en) | Expandable liner tieback connection | |
CN103764940A (en) | Cable compatible rig-less operable annuli engagable system for using and abandoning a subterranean well | |
RU2108445C1 (en) | Method for restoring tightness of casing clearance | |
US10246966B2 (en) | Downhole seal element of changing elongation properties | |
CN101532375B (en) | Method for recycling for failure of stage cementing unit and sealed circulation device | |
RU2677520C1 (en) | Well side hole re-entry device | |
DK202430127A1 (en) | Well sealing tool with isolatable setting chamber background | |
RU2242582C2 (en) | Device for pressurization of torn column in a well (variants) | |
RU2410513C1 (en) | Method for multilateral well construction | |
RU2533470C2 (en) | Procedure for recovery of tightness in flow strings | |
RU2167273C1 (en) | Method of casing liner installation in well | |
WO2016008339A1 (en) | Drill-free stage collar of through-bottom type | |
CN115538975A (en) | Leaking stoppage oil extraction device and leaking stoppage oil extraction method for multi-point water outlet oil well | |
RU2709263C1 (en) | Method of drilling and development of offshoots from horizontal well | |
US5566758A (en) | Method and apparatus for drilling wells in to geothermal formations | |
RU2196880C1 (en) | Method of well two-stage cementing | |
RU2237151C2 (en) | Method for sealing broken column in a well | |
RU2071546C1 (en) | Device for repair of productive string by cementation | |
CN114961656B (en) | Gas lift production string with pressure limiting fracture plug device and oil well plugging operation method | |
RU2455466C1 (en) | Sealing method of connection of main and supplementary bore holes | |
CN212656799U (en) | Soluble fracturing bridge plug |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20080320 |