RU2291945C2 - Способ восстановления герметичности резьбового соединения обсадной колонны в скважине - Google Patents
Способ восстановления герметичности резьбового соединения обсадной колонны в скважине Download PDFInfo
- Publication number
- RU2291945C2 RU2291945C2 RU2005108777/03A RU2005108777A RU2291945C2 RU 2291945 C2 RU2291945 C2 RU 2291945C2 RU 2005108777/03 A RU2005108777/03 A RU 2005108777/03A RU 2005108777 A RU2005108777 A RU 2005108777A RU 2291945 C2 RU2291945 C2 RU 2291945C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- nipple
- threaded
- threaded connection
- deformation
- tightness
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Reinforcement Elements For Buildings (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
- Non-Disconnectible Joints And Screw-Threaded Joints (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для восстановления герметичности резьбовых соединений обсадных колонн в добывающих и нагнетательных скважинах. Способ заключается в устранении зазоров между витками резьбы путем пластического деформирования резьбовой части трубы. Герметизацию резьбового соединения обеспечивают пластическим деформированием ниппеля путем его развальцовки на величину, определяемую по формуле: 1%≤ε(σТ)=d1(σT)-d0+2·(δ1(σТ)-δ0)/d0-100%≤3%, где ε(σТ) - относительная деформация ниппеля резьбового соединения обсадной трубы, %, σТ - предел текучести материала трубы, МПа, d0 - внутренний диаметр ниппеля резьбового соединения до раздачи, мм, d1(σТ) - рабочий диаметр вальцующего элемента, мм, δ0 и δ1(σT) - толщина ниппеля до и после раздачи соответственно, мм. Повышается качество герметизации резьбы и надежность, снижается трудоемкость осуществления способа. 3 ил.
Description
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(σТ), определяемую по формуле:
где ε(σТ) - относительная деформация ниппеля резьбового соединения обсадной трубы; %
σТ - предел текучести материала трубы, МПа;
d0 - внутренний диаметр ниппеля резьбового соединения до раздачи, мм;
d1(σТ) - 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(σТ) - 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(σТ) - относительная деформация ниппеля резьбового соединения обсадной трубы, %;
σТ - предел текучести материала трубы, МПа;
d0 - внутренний диаметр ниппеля резьбового соединения до раздачи, мм;
d1(σT) - 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(σT) - 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.
Claims (1)
- Способ восстановления герметичности резьбовых соединений обсадной колонны в скважине, заключающийся в устранении зазоров между витками резьбы путем пластического деформирования резьбовой части трубы за счет создания в ней радиальных усилий расширителем, отличающийся тем, что герметизация резьбового соединения обеспечивается пластическим деформированием ниппеля резьбового соединения путем его развальцовки на величину ε(σТ), определяемую по формуле:
где ε(σТ) - относительная деформация ниппеля резьбового соединения обсадной трубы, %;σТ - предел текучести материала трубы, МПа;d0 - внутренний диаметр ниппеля резьбового соединения до раздачи, мм;d1(σT) - 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(σТ) - толщина ниппеля до и после раздачи, соответственно, мм.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2005108777/03A RU2291945C2 (ru) | 2005-03-28 | 2005-03-28 | Способ восстановления герметичности резьбового соединения обсадной колонны в скважине |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2005108777/03A RU2291945C2 (ru) | 2005-03-28 | 2005-03-28 | Способ восстановления герметичности резьбового соединения обсадной колонны в скважине |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2005108777A RU2005108777A (ru) | 2006-09-10 |
| RU2291945C2 true RU2291945C2 (ru) | 2007-01-20 |
Family
ID=37112434
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2005108777/03A RU2291945C2 (ru) | 2005-03-28 | 2005-03-28 | Способ восстановления герметичности резьбового соединения обсадной колонны в скважине |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2291945C2 (ru) |
-
2005
- 2005-03-28 RU RU2005108777/03A patent/RU2291945C2/ru not_active IP Right Cessation
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2005108777A (ru) | 2006-09-10 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| Rahman et al. | Casing design-theory and practice | |
| US10526866B2 (en) | Casing expansion for well plugging | |
| CN103696705B (zh) | 偏梯形特殊扣螺纹石油套管螺纹过盈量控制方法 | |
| CN110295869B (zh) | 一种用于重复压裂的膨胀衬管和重复压裂方法 | |
| CN108829902B (zh) | 一种用于管柱水力压裂冲蚀损伤的评估方法 | |
| Teodoriu | Why and when does casing fail in geothermal wells: a surprising question | |
| Barreda et al. | Impact of cyclic pressure loading on well integrity in multi-stage hydraulic fracturing | |
| Lao et al. | Analysis of salt creep and well casing damage in high pressure and high temperature environments | |
| US10415341B2 (en) | Downhole system using packer setting joint and method | |
| CN108279173B (zh) | 一种套管抗剪切性能评价方法 | |
| CN204344115U (zh) | 一种油套管找漏验封系统 | |
| AU2014405908B2 (en) | Tie-back seal assembly | |
| CN113550727A (zh) | 一种裂缝发育区体积压裂套管强度计算方法 | |
| CN113294135A (zh) | 一种水平井套中套井筒重塑方法 | |
| Lin et al. | Theoretical and experimental analyses of casing collapsing strength under non-uniform loading | |
| RU2291945C2 (ru) | Способ восстановления герметичности резьбового соединения обсадной колонны в скважине | |
| Kuanhai et al. | Experimental study on the influence of axial length on collapse properties of N80 casings under non-uniform load | |
| Kuanhai et al. | Experimental investigation of the failure mechanism of P110SS casing under opposed line load | |
| CN112861393B (zh) | 一种构建高温高压封隔器性能信封曲线的方法 | |
| CN112081552B (zh) | 一种页岩气井水泥环在剪切载荷下破碎形态分级装置及方法 | |
| RU2336408C1 (ru) | Способ ремонта обсадной колонны | |
| CN110640396B (zh) | 一种控制slick line加厚油管通径的方法 | |
| Sanchez et al. | Tube expansion under various down-hole end conditions | |
| Xie et al. | Impact of Casing Rotation on Premium Connection Service Life in Horizontal Thermal Wells | |
| Pervez et al. | Finite element analysis of tubular ovality in oil well |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20160329 |