RU2433246C1 - Method of well trouble isolation by profile shutters - Google Patents
Method of well trouble isolation by profile shutters Download PDFInfo
- Publication number
- RU2433246C1 RU2433246C1 RU2010117134/03A RU2010117134A RU2433246C1 RU 2433246 C1 RU2433246 C1 RU 2433246C1 RU 2010117134/03 A RU2010117134/03 A RU 2010117134/03A RU 2010117134 A RU2010117134 A RU 2010117134A RU 2433246 C1 RU2433246 C1 RU 2433246C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- well
- profile
- walls
- calibrator
- shutters
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Earth Drilling (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к способам изоляции зон осложнений при бурении скважин и ремонту обсадных колонн перекрывателями из профильных труб.The invention relates to the oil and gas industry, and in particular to methods of isolating zones of complications when drilling wells and repairing casing strings from profile pipes.
Известно «Устройство для ремонта обсадной колонны» (авт. свид. СССР №1041671, МПК E21B 29/10, опубл. Бюл. №34 от 15.09.1983 г.), включающее полый сердечник, на нижнем конце которого закреплена дорнирующая головка с расширяющим конусом, профильную трубу с верхним упором и установленный над ним якорь, состоящий из верхнего и нижнего кожухов, полость между которыми сообщена с полостью сердечника, причем с целью упрощения конструкции и повышения эффективности его работы за счет исключения повреждения обсадной колонны якорем последний установлен с возможностью осевого перемещения вдоль сердечника и подпружинен с обеих сторон, при этом верхний и нижний кожухи якоря снабжены соответственно неподвижным и подвижным упорами, образующими со стенками кожуха и сердечника замкнутые камеры, соединенные с полостью сердечника, а между упорами размещены самоуплотняющиеся манжеты, которые в нерабочем положении расположены внутри кожухов.It is known "Device for repairing a casing string" (ed. Certificate of the USSR No. 1041671, IPC E21B 29/10, publ. Bull. No. 34 of 09/15/1983), including a hollow core, at the lower end of which a mandrel head with an expanding head is fixed a cone, a profile pipe with an upper stop and an anchor installed above it, consisting of an upper and lower casing, the cavity between which is connected to the core cavity, and in order to simplify the design and increase its efficiency by eliminating damage to the casing, the anchor is installed with the possibility axial movement along the core and spring-loaded on both sides, while the upper and lower armature casings are equipped with fixed and movable stops, respectively, forming closed chambers connected to the core cavity with the walls of the casing and the core, and self-sealing cuffs that are inoperative are placed between the stops located inside the casings.
Данным устройством осуществляется способ ремонта обсадной колонны, включающий спуск устройства на колонне НКТ в скважину. Затем закачкой жидкости в колонне НКТ создают избыточное давление, которое передается через полый сердечник и радиальные каналы в полость между верхним и нижним кожухами якоря, перемещая их в противоположные стороны и освобождая уплотнительные манжеты, которые образуют со стенками обсадной колонны гидравлическую камеру. Одновременно выдвигается в рабочее положение дорнирующая головка. Далее за счет повышения давления в гидравлической камере и создания дополнительного натяга колонны НКТ создается усилие, передаваемое через нижний кожух якоря на верхний упор профильной трубы, которая, перемещаясь вниз, наезжает на расширяющий конус и предварительно расширяется, а благодаря последующему перемещению вверх дорнирующей головки обеспечивается окончательное прижатие профильной трубы к обсадной колонне.This device implements a method of repairing a casing string, including the descent of the device on the tubing string into the well. Then, by injecting liquid in the tubing string, excess pressure is created, which is transmitted through the hollow core and radial channels into the cavity between the upper and lower armature casings, moving them in opposite directions and releasing the sealing cuffs, which form a hydraulic chamber with the casing walls. At the same time, the cutting head extends to the working position. Further, by increasing the pressure in the hydraulic chamber and creating an additional tightness of the tubing string, a force is created that is transmitted through the lower armature casing to the upper stop of the profile pipe, which, moving down, runs into the expanding cone and pre-expands, and thanks to the subsequent moving up of the mandrel head, the final pressing the profile pipe to the casing.
Недостатками этого способа являются:The disadvantages of this method are:
- невозможность установки двух и более перекрывателей за одну спускоподъемную операцию и, как следствие, для перекрытия нескольких интервалов изоляции требуется соответствующее число спускоподъемных операций, что требует больших материальных затрат;- the impossibility of installing two or more shutoffs in one tripping operation and, as a result, to cover several isolation intervals, the corresponding number of tripping operations is required, which requires large material costs;
- высокая вероятность повреждения уплотнительных манжет при работе устройства из-за необходимости перемещения их по телу обсадной колонны, которая может иметь дефекты поверхности;- a high probability of damage to the sealing collars during operation of the device due to the need to move them along the body of the casing, which may have surface defects;
- ввиду приложения нагрузки от якоря к устройству непосредственно через пружины возможно их разрушение, что может создать аварийную ситуацию в скважине.- due to the application of the load from the armature to the device directly through the springs, their destruction is possible, which can create an emergency in the well.
Наиболее близким по технической сущности к заявляемому является «Устройство для установки пластыря в обсадной трубе» (авт. свид. СССР №562636, МПК E21B 33/12, опубл. Бюл. №23 от 25.06.1977 г.), включающее полый сердечник, на нижнем конце которого закреплен формирующий дорн с направляющим наконечником и конусным пуансоном, а выше дорна размещен якорь с напорной камерой, соединенной с полостью сердечника радиальными каналами, причем с целью повышения надежности якоря в работе его корпус выполнен с разгрузочной кольцевой камерой, размещенной ниже напорной камеры, а сердечник на наружной поверхности - с продольными пазами, соединяющими после окончания рабочего хода пуансона напорную камеру с разгрузочной. Кроме того, в рабочем положении расстояние между напорной камерой и продольными пазами сердечника больше расстояния между радиальными каналами сердечника и верхним торцом напорной камеры.Closest to the technical nature of the claimed is the "Device for installing the patch in the casing" (ed. Certificate of the USSR No. 562636, IPC E21B 33/12, publ. Bull. No. 23 from 06/25/1977), including a hollow core, at the lower end of which the forming mandrel is fixed with a guide tip and a conical punch, and above the mandrel there is an anchor with a pressure chamber connected to the core cavity by radial channels, and in order to increase the reliability of the armature in operation, its body is made with a discharge annular chamber located below the pressure head chamber, and the core on the outer surface - with longitudinal grooves, connecting after the working stroke of the punch with the discharge pressure chamber. In addition, in the working position, the distance between the pressure chamber and the longitudinal grooves of the core is greater than the distance between the radial channels of the core and the upper end of the pressure chamber.
Данным устройством осуществляется способ ремонта обсадных труб, нефтяных, водяных и газовых скважин, включающий спуск устройства в скважину, создание гидравлического давления, которое через полый сердечник и радиальные каналы в нем передается на формирующий дорн и якорь, выводя их в рабочее положение. Затем простым подъемом устройства формирующий дорн протягивается через гофрированный пластырь, который удерживается на месте благодаря якорю, сцепленному с обсадной трубой, прижимая пластырь к стенкам обсадной трубы. По мере подъема полого сердечника с дорнирующим инструментом радиальные каналы в сердечнике изолируются от напорной камеры, что приводит к снятию давления на якоре и перетоку жидкости в разгрузочную камеру. В результате якорь освобождается от зацепления с обсадной трубой, а формирующий дорн продолжает оставаться в рабочем положении до окончательного выправления пластыря и снятия гидравлического давления.This device implements a method of repairing casing pipes, oil, water and gas wells, including the descent of the device into the well, the creation of hydraulic pressure, which is transmitted through the hollow core and radial channels to the forming mandrel and anchor, bringing them to the working position. Then, by simply lifting the device, the forming mandrel is pulled through the corrugated patch, which is held in place by an anchor coupled to the casing, pressing the patch against the walls of the casing. As the hollow core with the mandrel tool rises, the radial channels in the core are isolated from the pressure chamber, which relieves the pressure on the armature and the flow of fluid into the discharge chamber. As a result, the anchor is released from engagement with the casing, and the forming mandrel continues to remain in the working position until the patch is completely straightened and the hydraulic pressure is relieved.
Основными недостатками этого способа являются:The main disadvantages of this method are:
- невозможность установки двух и более перекрывателей за одну спускоподъемную операцию и, как следствие, для перекрытия нескольких интервалов изоляции требуется соответствующее число спускоподъемных операций, что требует больших материальных затрат;- the impossibility of installing two or more shutoffs in one tripping operation and, as a result, to cover several isolation intervals, the corresponding number of tripping operations is required, which requires large material costs;
- возможность возникновения аварийной ситуации при освобождении якоря от зацепления с обсадной трубой, так как гофрированный пластырь перестает удерживаться якорем и в случае недостаточного на тот момент сцепления с обсадной трубой он может сдвинуться, нарушив герметичность ремонтируемого участка обсадной трубы.- the possibility of an emergency situation when the anchor is released from engagement with the casing, since the corrugated patch ceases to be held by the anchor and in the event of insufficient adhesion to the casing at that time, it can move, violating the tightness of the repaired section of the casing.
Техническими задачами изобретения являются расширение технологических возможностей при изоляции нескольких зон осложнений в скважине и ремонте обсадных колонн за счет установки нескольких профильных перекрывателей за одну спускоподъемную операцию и повышение качества и надежности их установки, исключая при этом возникновение аварийных ситуаций, связанных со сдвигом перекрывателей в скважине.The technical objectives of the invention are the expansion of technological capabilities when isolating several zones of complications in the well and repairing casing strings due to the installation of several profile shutoffs in one round trip and improving the quality and reliability of their installation, eliminating the occurrence of emergency situations associated with the shift of shutoffs in the well.
Техническая задача решается способом, включающим спуск на колонне труб профильного перекрывателя, размещенного между верхним упором и калибратором, с посадочным инструментом в интервал установки, расширение перекрывателя калибратором и расширяющимся конусом снизу вверх для плотного и герметичного прижатия к стенкам скважины и извлечение посадочного инструмента из скважины.The technical problem is solved by a method that includes the descent on the pipe string of a profile overlap, located between the upper stop and the calibrator, with the landing tool in the installation interval, the expansion of the overlap by the calibrator and the expanding cone from the bottom up for tight and tight pressing against the walls of the well and removing the landing tool from the well.
Новым является то, что при наличии нескольких интервалов изоляции устанавливают несколько аналогичных по конструкции перекрывателей, концы которых над верхним упором и под калибратором герметично перекрывают перед спуском, на расстоянии между собой и соответствующей длиной, достаточными для установки напротив соответствующих интервалов изоляции, причем перед калибровкой внутри профильных перекрывателей создают избыточное давление, достаточное для предварительного расправления перекрывателей и фиксации их относительно стенок скважины.What is new is that in the presence of several insulation intervals, several overlaps of similar construction are installed, the ends of which above the upper stop and under the calibrator are hermetically sealed before the descent, at a distance between each other and with an appropriate length, sufficient to be installed opposite the corresponding insulation intervals, and before calibration inside profile overlappers create excess pressure sufficient for preliminary expansion of the overlappers and their fixation relative to the walls of the wells azhiny.
Причем расширение всех перекрывателей производят соответствующими калибраторами одновременно, окончательное прижатие к стенкам скважины перекрывателей производят одним расширяющимся конусом последовательно, начиная с нижнего.Moreover, the expansion of all overlappings is carried out by the corresponding calibrators at the same time, the final pressing to the well walls of the shutoffs is done by one expanding cone in series, starting from the bottom.
Другим отличием является то, что расширение всех перекрывателей производят соответствующими калибраторами одновременно, окончательное прижатие к стенкам скважины каждого из перекрывателей производят соответствующими им расширяющимися конусами, расположенными на разных расстояниях от нижних торцов соответствующих перекрывателей.Another difference is that the expansion of all overlappings is carried out by the corresponding calibrators at the same time, the final pressing against the walls of the well of each of the overlappings is made by the expanding cones corresponding to them, located at different distances from the lower ends of the corresponding overlaps.
На фиг.1 показаны профильные перекрыватели в компоновке с установочным оборудованием в транспортном положении (разрез); на фиг.2 - сечение А-А на фиг.1 (увеличено).Figure 1 shows the profile overlaps in the layout with the installation equipment in the transport position (section); figure 2 is a section aa in figure 1 (enlarged).
Способ осуществляют в следующей последовательности.The method is carried out in the following sequence.
После проведения геофизических исследований и определения количества, расположения и длин интервалов изоляции (зон нарушения герметичности обсадных колонн) в скважину (на фиг. не показана) на колонне бурильных труб 1 (фиг.1) спускают профильные перекрыватели 2, размещенные между верхними упорами 3 и калибраторами 4, выполненными в виде сферических пуансонов, расширяющийся конус 5, расположенный ниже перекрывателей 2, и посадочный инструмент, представляющий собой гидродомкрат 6, соединенный выше с якорным узлом 7. При этом верхний 8 и нижний 9 цилиндрические концы каждого из перекрывателей 2 соответственно над верхним упором 3 и под калибратором 4 герметично перекрывают перед спуском самоуплотняющимися манжетами 10. Перекрыватели 2 между собой соединяют патрубками 11 длиной, позволяющей устанавливать перекрыватели 2 в соответствующих интервалах изоляции. Причем длина перекрывателей 2 выбирается исходя из длины соответствующих интервалов изоляции. По мере спуска перекрывателей 2 в скважину, благодаря обратному клапану 12, установленному на нижнем патрубке 11, внутренняя полость 13 соединительных патрубков 11 и бурильных труб 1 заполняется скважинной жидкостью. Далее перекрыватели 2, соответствующая длина которых и расстояние между которыми благодаря патрубкам 11 заранее рассчитаны, устанавливают напротив соответствующих интервалов изоляции (зон нарушения герметичности обсадных колонн).After conducting geophysical studies and determining the number, location and lengths of isolation intervals (casing leakage zones) into the well (not shown in Fig.) On the drill pipe string 1 (Fig. 1),
После этого закачкой жидкости в полость 13 колонны бурильных труб 1 и соединительных патрубков 11 создают избыточное гидравлическое давление, которое распространяется благодаря радиальным отверстиям 14 (фиг.1, 2) в патрубках 11 во внутренние полости 15 перекрывателей 2, предварительно расправляя и фиксируя перекрыватели 2 относительно стенок скважины. Герметичность установки перекрывателей 2 со стенками скважины обеспечивается благодаря, например, эластичным средствам 16 (фиг.1), размещенным ближе к концам 8 и 9 перекрывателей 2. Одновременно гидравлическим давлением выдвигают в рабочее положение расширяющийся конус 5.After that, by injecting fluid into the cavity 13 of the drill pipe string 1 and the connecting
Затем механически расширяют перекрыватели 2, протаскивая через них снизу вверх при помощи гидродомкрата 6, зафиксированного сверху якорным узлом 7 (периодически перезаряжая гидродомкрат 6 и переставляя при этом якорный узел 7), калибраторы 4 и расширяющийся конус 5 до плотного и герметичного прижатия перекрывателей 2 к стенкам скважины. Причем расширение всех перекрывателей 2 производят соответствующими калибраторами 4 одновременно, раздавая недовыправленные гидравлическим давлением участки, а расширение цилиндрических концов 8, 9 и окончательное прижатие к стенкам скважины перекрывателей 2 производят одним расширяющимся конусом 5 последовательно, начиная с нижнего перекрывателя 2. После чего извлекают колонну бурильных труб 1 с посадочным инструментом 6, 7 и установочным оборудованием 3, 4, 5, 10, 11 и 12 из скважины. При этом благодаря верхним упорам 3 перекрывателей 2, выполненным в виде сферических пуансонов, исключаются заклинки при подъеме установочного оборудования.Then, the
При больших протяженностях зон изоляций (больших длинах перекрытия) для исключения аварийных ситуаций, связанных с повышенным износом расширяющегося конуса 5 и неполным прижатием перекрывателей 2 к стенкам скважины, расширение всех перекрывателей 2 производят соответствующими калибраторами 4 одновременно, а окончательное прижатие к стенкам скважины каждого из перекрывателей 2 производят соответствующими им расширяющимися конусами 5, 5', 5'', расположенными с целью снижения нагрузки на гидродомкрат 6 и якорный узел 7 на разных расстояниях от нижних концов 9 соответствующих перекрывателей 2, исключая их одновременное взаимодействие с соответствующими перекрывателями 2.With large lengths of isolation zones (large overlap lengths) to exclude accidents associated with increased wear of the expanding cone 5 and incomplete pressing of the
Таким образом, использование изобретения позволяет расширить технологические возможности при изоляции нескольких зон осложнений в скважине и ремонте обсадных колонн за счет установки нескольких профильных перекрывателей за одну спускоподъемную операцию и повысить качество и надежность их установки за счет последовательного снизу-вверх выправления перекрывателей раздвижным дорнирующим инструментом, исключая при этом, благодаря предварительному расширению перекрывателей гидравлическим давлением, возникновение аварийных ситуаций, связанных со сдвигом перекрывателей в скважине.Thus, the use of the invention allows to expand technological capabilities when isolating several zones of complications in the well and repairing casing strings due to the installation of several profile shutoffs in one round-trip operation and to improve the quality and reliability of their installation due to the sequential bottom-up straightening of the shutoffs with a sliding dormant tool, excluding at the same time, due to the preliminary expansion of the overlappings with hydraulic pressure, the occurrence of emergency situations Associated with a shift Perekryvatel downhole.
Claims (3)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2010117134/03A RU2433246C1 (en) | 2010-04-29 | 2010-04-29 | Method of well trouble isolation by profile shutters |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2010117134/03A RU2433246C1 (en) | 2010-04-29 | 2010-04-29 | Method of well trouble isolation by profile shutters |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2433246C1 true RU2433246C1 (en) | 2011-11-10 |
Family
ID=44997253
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2010117134/03A RU2433246C1 (en) | 2010-04-29 | 2010-04-29 | Method of well trouble isolation by profile shutters |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2433246C1 (en) |
Cited By (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2564321C1 (en) * | 2014-09-22 | 2015-09-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Separation method of horizontal well into individual sections |
RU2584484C1 (en) * | 2015-04-21 | 2016-05-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Device for lowering and installation of profile shutter in well |
RU2606006C1 (en) * | 2015-11-09 | 2017-01-10 | Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of well construction with zones of complications |
RU2769385C2 (en) * | 2017-06-13 | 2022-03-31 | Веллтек Ойлфилд Солюшнс АГ | Downhole patch installation tool |
-
2010
- 2010-04-29 RU RU2010117134/03A patent/RU2433246C1/en not_active IP Right Cessation
Cited By (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2564321C1 (en) * | 2014-09-22 | 2015-09-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Separation method of horizontal well into individual sections |
RU2584484C1 (en) * | 2015-04-21 | 2016-05-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Device for lowering and installation of profile shutter in well |
RU2606006C1 (en) * | 2015-11-09 | 2017-01-10 | Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of well construction with zones of complications |
RU2769385C2 (en) * | 2017-06-13 | 2022-03-31 | Веллтек Ойлфилд Солюшнс АГ | Downhole patch installation tool |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2374424C1 (en) | Method and arrangement of insulation for borehole trouble zone using profiled shutter with cylindrical areas | |
CA2958828C (en) | Internally trussed high-expansion support for refracturing operations | |
US20180355691A1 (en) | Downhole patching setting tool | |
CN103392050A (en) | Downhole tools | |
US20150361759A1 (en) | A method of plugging a well | |
RU2564321C1 (en) | Separation method of horizontal well into individual sections | |
RU2433246C1 (en) | Method of well trouble isolation by profile shutters | |
RU2344268C1 (en) | Method for isolation of well drilling problem areas and device for its realisation | |
NO345638B1 (en) | A method of plugging a well and a method of pressure testing a plug formed during plugging of a well | |
CA2509414C (en) | Method and apparatus for positioning a sleeve down hole in a hydrocarbon producing well and pipelines | |
RU2531076C1 (en) | Method and device for isolation of troublesome zones when drilling wells and detecting faults in casing strings with shaped shutter with cylindrical sections | |
RU2522326C1 (en) | Device to isolate problematic zones by profile packer with cylindrical sections at well drilling | |
RU2580856C1 (en) | Method for installation of profile shutter in well | |
RU2421596C1 (en) | Shoe for placement of profile shutter in well | |
RU2392416C1 (en) | Method of profile shutter installation in well | |
RU2547870C1 (en) | Device to divide borehole to separate sections | |
US20200408061A1 (en) | Annular barrier with press connections | |
RU163640U1 (en) | CASING REPAIR DEVICE | |
RU2522360C1 (en) | Device for installation of profile packer in well | |
RU2487231C1 (en) | Device for open hole division into separate sections | |
RU2652401C1 (en) | Method for installation of profile shutter in well | |
RU2639002C1 (en) | Device for restoration of defective sections of production strings of oil and gas wells by means of cone-transformer | |
RU2606006C1 (en) | Method of well construction with zones of complications | |
RU2584484C1 (en) | Device for lowering and installation of profile shutter in well | |
RU2570178C1 (en) | Method of production string sealing |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20140430 |