Устройство для перекрытия зон поглощения технической жидкости в буровых скважинах

Полезная модель относится к области бурения и предназначена для текущего ремонта ствола нефтяных скважин.
Известен способ по установке во внутренней части обсадной колонны гофрированных металлических пластырей для восстановления герметичности обсадных труб скважин (www.tehsovet.ru/article-2011-10-3-1460).
Сущность метода ремонта состоит в том, что в цеховых условиях на специальной установке из круглой цельнотянутой трубы с толщиной стенки 3 мм изготавливают продольно-гофрированную трубу, которую на специальном устройстве спускают в скважину в интервал ремонта и производят ее раскатку до получения плотного контакта с обсадной трубой. Гофрированный пластырь спускают в интервал негерметичности обсадной колонны на трубах и расширяют пластырь дорнирующей головкой сверху вниз силовым толкателем устройства, осуществляя возвратно-поступательное движение инструмента в скважине. Изготавливаются продольно-гофрированные трубы из круглых тонкостенных холоднодеформированных термообработанных труб. Пластырь позволяет решать вопросы отключения пластов и восстановления герметичности обсадных колонн в различных геолого-технических условиях в скважинах на глубинах до 2000 м.
Однако методика применения металлических пластырей имеет ряд ограничений. Величина допустимой депрессии, действующей на установленный пластырь при освоении и в процессе эксплуатации скважин, не должна превышать 9 МПа.
Также недостатком этого метода является то, что устройство спускают на штангах, что является трудоемким и дорогостоящим процессом. Кроме того, чтобы гофрированный пластырь раскатать в обсадной колонне, он должен быть выполнен из мягкого металла, который поддается истиранию о работающее скважинное оборудование. Если негерметичность имеет неровные края, то корпус пластыря прорывается, и задача восстановления герметичности остается нерешенной. Кроме того, если нет возможности тщательно обработать стенки обсадной колонны от парафина, солевых отложений и т.д., то пластырь не может быть установлен, или установленный пластырь сползает по стенкам скважины, после чего необходимо проводить повторные ремонтные работы на скважине. Это происходит потому, что пластырь из гофрированной трубы просто раскатывают до внутреннего размера обсадной колонны, в результате чего его сцепление с поверхностью обсадной колонны становится небольшим.
В качестве альтернативы вышеописанным методикам установления пластырей для восстановления герметичности обсадной колонны предлагается пластырь разработки «КБ Авангард», изготовленный из прочного высоковязкого металла, например из стали с эффектом памяти формы (ЭПФ), который при нагреве принимает форму внутренней поверхности обсадной колонны и давит на стенки скважины. За счет этого усилия он не сползает со стенок скважины (www.tehsovet.ru/article-2011-10-3-1460).
Установка такого пластыря в скважине должна осуществляться на каротажном кабеле, а нагрев рабочей части пластыря будет производиться с использованием термогазогенераторов, изготовленных из утилизированного ракетного топлива.
Известен способ ремонта обсадной колонны (Пат. РФ №2336408, приор. 26.01.2007 г., опубл. 20.10.2008 г.).
Способ включает фрезеровку внутренней поверхности обсадной колонны, ее калибровку до образования кольцевой выборки под металлический пластырь в интервале ремонта, выполнение в верхней и нижней части выборки кольцевых проточек, установку в интервале ремонта металлического пластыря с регламентированным натягом. Обеспечивается надежная герметизация, исключается опасность сдвига пластыря (прототип).
Известное устройство для осуществления способа содержит установленные на колонне бурильных труб и приводимые в рабочее состояние изменением давления промывочной жидкости узлы калибровки и фрезеровки стенок обсадной колонны для получения кольцевой выборки заданного диаметра для дальнейшей установки металлического пластыря в ней. При этом процессы фрезеровки и установки пластыря предусматривают поочередность этих операций с подъемом колонны бурильных труб и заменой оборудования для последующего этапа, что обуславливает увеличение времени и трудозатрат на осуществление ремонта.
Известные пластыри применяются для ремонта обсадных колонн, диаметр которых нормирован по всей длине, стенки колонны имеют сравнительно ровную поверхность, которая не препятствует ее плотному контакту с металлическим пластырем.
На стадии же бурения горных пород для строительства скважин различного назначения (нефтяных, газовых, рудных, гидрогеологических и т.п.) возникает другая проблема - ликвидация интервалов поглощения промывочной жидкости в открытом стволе, которую применением металлического пластыря вышеописанными известными способами решить практически невозможно.
Как правило, при возникновении интервалов поглощения бурового раствора (технической жидкости) при бурении, в таком интервале резко изменяется диаметр скважины из-за размыва стенок или из-за выноса обломков горной породы в открытый ствол скважины, что затрудняет применение известных пластырей, поскольку они изготавливаются из круглых тонкостенных труб с постоянным диаметром, соответствующим диаметру обсадной колонны, вследствие чего невозможно надежно перекрыть интервал с нарушениями и с резким изменением диаметра скважины при бурении.
Техническая задача, которую решает предложенная полезная модель, заключается в повышении надежности перекрытия интервалов (зон) поглощения технической жидкости в открытом стволе буровых скважин с наименьшими трудозатратами и повышенной оперативностью.
Указанная задача решается тем, что в устройстве для перекрытия зон поглощения технической жидкости в буровых скважинах, включающем корпус, содержащий узел фрезерования стенок скважины, спускаемый в скважину на трубах и приводимый в действие изменением давления технической жидкости, подаваемой по внутритрубному пространству с наземной поверхности скважины, в отличие от известного, корпус узла фрезерования стенок скважины соединен с участком трубы, на котором установлен приводимый в действие изменением давления технической жидкости, подаваемой по внутритрубному пространству с наземной поверхности скважины, узел замкового держателя с ремонтным пластырем из тонкостенного упругого материала, свернутого в рулон, удерживаемого в напряженном состоянии в транспортном положении при помощи откидных замков замкового держателя.
Заявляемое устройство может быть установлено в составе КНБК - компановки низа бурильной колонны в скважине.
На фигуре 1 представлено заявляемое устройство в транспортном положении внутри ствола буровой скважины.
На фиг. 2 представлено устройство в рабочем состоянии.
Заявляемое устройство включает в себя спускаемые на трубах в скважину 1 в составе компоновки низа бурильной колонны - КНБК 2 участок трубы 3, на котором установлен узел замкового держателя 4 с ремонтным пластырем 5 из тонкостенного упругого материала, свернутого в рулон и находящегося в напряженном состоянии в транспортном положении, и соединенный с участком трубы 3 при помощи резьбы 6 узел фрезерования 7 с фрезами 8 (фиг. 1).
Фрезы 8 приводятся в действие с помощью гидромеханических приводов 9, управляемых с поверхности посредством изменения давления технической жидкости ТЖ 10, подаваемой с наземной поверхности. Технической жидкостью может являться буровой раствор при бурении скважины или жидкостная фаза тампонажного раствора, применяемого при цементировании ствола скважины.
Замковый держатель 4 с помощью откидных замков 11 удерживает свернутый рулон ремонтного пластыря 5 в напряженном состоянии. Откидные замки 11 приводятся в действие с помощью гидромеханических приводов 12, управляемых с поверхности посредством изменения давления ТЖ 10, подаваемой с наземной поверхности.
Внизу КНБК 2 содержит долото 13 с промывочными отверстиями 14, через которые циркулирует ТЖ 10 сначала по внутритрубному пространству 15, а затем по затрубному пространству 16.
Поз. 17 - зона поглощения ТЖ 10, которую необходимо изолировать в открытом стволе скважины 1. Поз. 18 - кольцевая выборка в стволе скважины 1 (фиг. 2).
Устройство работает следующим образом.
В процессе бурения скважин устройство в составе КНБК 2 с долотом 13 в стволе скважины 1 находится в транспортном положении, т.е. ремонтный пластырь 5 находится в свернутом состоянии и удерживается в напряженном состоянии с помощью откидных замков 11 узла замкового держателя 4 (фиг. 1).
При падении давления ТЖ 10 в выкидной линии на поверхности (не показано) (что является явным признаком вскрытия зоны поглощения в скважине) процесс бурения останавливают и посредством изменения давления ТЖ 10, подаваемой с наземной поверхности по внутритрубному пространству 15, переводят фрезы 8 из транспортного положения в рабочее (раскрытое) состояние и осуществляют возвратно-поступательное перемещение всей компоновки бурильной колонны вдоль ствола скважины по глубине в пределах высоты рулона ремонтного пластыря 5 для получения кольцевой выборки 18 в стволе скважины 1 для дальнейшей установки в ней ремонтного пластыря 5.
После трех-четырех возвратно-поступательных рейсов бурильной колонны КНБК 2 устанавливают напротив полученной кольцевой выборки 18 в стенке скважины 1, затем с поверхности изменением давления ТЖ 10, подаваемой по внутритрубному пространству 15, приводят в действие гидромеханические приводы 12 узла замкового держателя 4 с ремонтным пластырем 5, в результате чего откидные замки 11 поворачиваются и освобождают рулон ремонтного пластыря 5, который под действием силы упругости разворачивается и за счет перепада давления между столбом ТЖ 10 в затрубном пространстве 16 и давлением в интервале поглощения 17 прижимается к стенке скважины в интервале кольцевой выборки 18 ствола скважины 1 (фиг. 2).
После установки ремонтного пластыря 5 против зоны поглощения 17 циркуляция ТЖ по внутритрубному 15 и затрубному пространству 16 восстанавливается, что также приводит к соответствующему восстановлению давления на выкидной линии (не показано).
В случае, если в соответствующем интервале встречаются зоны поглощения большой протяженности, то в КНБК включают два и более замковых держателей с рулонами ремонтных пластырей, что позволяет с их помощью перекрывать зоны поглощения ТЖ любой протяженности.
Поскольку ремонтный пластырь 5 свернут в рулон, то за счет его расширяемого диаметра при освобождении от замковых держателей 11 пластырь 5 может перекрыть ствол скважины в широком диапазоне изменения его диаметра, что выгодно отличает предложение от известных пластырей, имеющих трубчатую конструкцию с заведомо определенным диаметром, соответствующим диаметру обсадных колонн.
За счет того, что процессы фрезеровки ствола скважины и установки пластыря производят за один спуск в скважину колонны бурильных труб без замены оборудования, то этим обеспечивается снижение трудозатрат на осуществление ремонта, при этом процесс бурения не прерывается на длительное время.
Заявляемое устройство может быть также установлено на НКТ (насосно-компрессорных трубах) в скважине с целью обеспечения перекрытия рулонным пластырем стенок ствола скважины в продуктивном интервале для изоляции этого интервала при тампонажных работах от воздействия жидкостной фазы тампонажного раствора, закачиваемого в скважину для ремонта или крепления обсадной колонны, тем самым исключая кольматирующее воздействие тампонажного раствора на призабойную зону продуктивного интервала. Затем при последующей перфорации обсадной колонны осуществляется дренирование призабойной зоны продуктивного интервала, не затронутой процессом кольматации, что обеспечивает сохранение его естественной продуктивности и исключает необходимость применения в последующем таких достаточно трудоемких и дорогостоящих декольматирующих технологий, как соляно-кислотная, депрессионная и виброволновая обработки.