5. Смена обсадных колонн

Одним из путей повышения надежности кон­струкций глубоких скважин, предупреждающих ремонт колонн, является применение метода сменных обсадных колонн. При­менение сменных обсадных колонн позволит увеличить выхо­ды из колонн, сохранить диаметр скважины постоянным, за­менять обсадные колонны при их коррозии, изнашивании, по­вреждениях, способствовать успешной борьбе с авариями при бурении. Например, при прихвате бурильных труб, их полом­ке и других авариях подъем части промежуточной колонны приведет к росту зазоров между стенками обсадной колонны и трубами. Однако этот метод имеет ряд недостатков: увеличе­ние расхода металла на крепление скважины, осложнения при неудачной попытке подъема сменной колонны и пр.

Широкое внедрение сменных обсадных колонн зависит в первую очередь от подбора буровых растворов, которые будут находиться в заколонном пространстве до момента подъема. Они должны быть стабильными и не должны увеличивать со­противление извлечению колонн.

Смена обсадных колонн, как одно из мероприятий по уве­личению долговечности крепи скважины является перспектив­ной.

5. Увеличение долговечности обсадной колонны при ее проворачивании

Одним из методов продления срока службы обсадной колонны при ее одностороннем износе и предупреж­дения ремонта скважин может явиться метод проворачивания. Этот метод заключается в распределении износа по периметру сечения труб за счет их проворачивания через определенное время. В идеальном случае равномерное распределение износа по периметру может привести к значительному росту долго­вечности вследствие увеличения объема металла, участвующе­го в процессе трения.

5. Дополнительная герметизация эксплуатационной колонны в резьбовых соединениях путем довинчивания ее в скважине

Негерметичность резьбовых соединений обсад­ных труб — одна из самых распространенных причин возник­новения межколонных проявлений в газовых скважинах в пе­риод опробования и эксплуатации. Вместе с тем ликвидация перетока газа через резьбовые соединения — очень трудоем­кая операция.

Дополнительная герметизация резьбовых соединений в сква­жине путем исправительного цементирования, закачки различ­ных смол и других видов ремонтных работ часто оказывается безуспешной.

В некоторых районах СНГ с целью дополнительной гер­метизации резьбовых соединений обсадных труб применяют метод довинчивания эксплуатационных колонн в скважинах (Ю. Д. Комнатный и др.).

Относительно высокий процент полученных положитель­ных результатов дает основание рекомендовать его для даль­нейшего применения в практике строительства нефтяных и газовых скважин. При этом в первую очередь следует повы­шать герметичность резьбовых соединений обсадных труб за счет применения специальных уплотнительных резьбовых сма­зок, внедрения новых типов высокогерметичных резьбовых соединений обсадных труб, безрезьбовых соединений и т. п.

Если негерметичные резьбовые соединения находятся выше цементного кольца, то в большинстве случаев довинчиванием удается восстановить их герметичность.

Вследствие того, что в верхней части цементного кольца расположены значительные зоны включений бурового раство­ра, цементный камень, как правило, неоднороден и часто име­ет меньшую прочность по сравнению с прочностью основной массы, вначале удается вращать колонну на некотором участ­ке в цементном камне или вместе с ним при необходимом кру­тящем моменте. При довинчивании резьбовых соединений происходит укорочение колонны; соединительные муфты и трубы все больше защемляются в уплотняющемся камне и вос­принимают на себя все большую часть крутящего момента. Вследствие ограничения в осевом перемещении муфт созда­ются дополнительные осевые усилия в резьбовых соединени­ях, для дополнительного крепления которых в свою очередь требуются большие крутящие моменты. В результате этого основная цель — повышение герметичности резьбовых соеди­нений — не всегда достигается. К моменту обнаружения не­герметичности резьбовых соединений нередко буровое обору­дование оказывалось частично или полностью демонтирован­ным.

Для выполнения операций по довинчиванию колонны в подобных случаях необходимо заглушить скважину закачкой воды или бурового раствора, демонтировать фонтанную арма­туру, установить вышку, ротор, привод ротора, демонтировать колонную головку. После довинчивания колонны устье сква­жины следует вновь оборудовать колонной головкой и фон­танной арматурой, а буровое оборудование демонтировать. Это связано со значительными и излишними затратами средств и времени. Поэтому на Кубани было признано более целесооб­разным применять профилактическое довинчивание эксплуа­тационной колонны в скважине после ОЗЦ до оборудования устья колонной головкой. В случае двухступенчатого цементи­рования довинчивание колонны осуществляется после затвер­дения цементного раствора нижней ступени.

Метод профилактического довинчивания эксплуатационных колонн сравнительно прост, не требует существенных допол­нительных затрат средств и времени и вместе с тем очень эф­фективен.

После этого демонтируется противовыбросовое оборудова­ние.

Целью последующего этапа является уточнение длины не­зацементированной и недостаточно защемленной цементным камнем части колонны (подвижной части колонны).

Для получения более достоверного результата лучше пользо­ваться двумя способами: широко известным способом с ис­пользованием закона Гука и с помощью магнитного прихвато-определителя. Применительно к обсадным колоннам длину сво­бодной части по первому способу можно определять следую­щим образом.

По закону Гука будем иметь:

(6.8)

где L — длина подвижной части колонны;

F — средневзвешенная п/шщадь поперечного сечения об­садных труб для участка колонны, свободного от цементного камня;

Е — модуль упругости первого рода для стали обсадных труб;

Р₂-P₁ — растягивающее усилие в кг;

∆L — удлинение колонны под действием растягивающего усилия;

1,05 — коэффициент, учитывающий жесткость соединитель­ных муфт обсадных труб, а также трение колонны о стенки скважины.

Усилия P₁ и Р₂ выбираются следующим образом.

1. Производится натяжка колонны талевой системой на величину Р_1, равную примерно весу свободной от цементного камня части колонны плюс 5—7 м, в таком положении делает­ся отметка на трубе или квадратной штанге на уровне непод­вижной плоскости, например, на уровне стола ротора.

Не снимая натяжки Р1, увеличивают ее на 7—8 т и сейчас же уменьшают до первоначальной величины Р_1, сделав после этого вторую отметку на трубе. Такая операция проводится для учета трения в талевой системе и частично трения колон­ны о стенки скважины. Средняя черта между двумя отметками принимается за верхнюю отметку для определения L.

2. Увеличиваю натяжку колонны до Р₂ при приложении дополнительного усилия в 15-20 т. Предварительно необходи­мо проверить, будут ли резьбовые соединения колонны при натяжке на величину Р₂ и последующем ее увеличении удов­летворять условию прочности. Рекомендуется в этих случаях обеспечивать коэффициент запаса прочности на страгивание резьбовых соединений не менее 1,3.

Сделав отметку на трубе, увеличивают натяжку колонны на 7-8 т и сейчас же снижают ее до величины Р₂, сделав на трубе вторую отметку. Средняя черта между этими двумя отметками принимается за нижнюю отметку для определения ∆L.

Длина подвижной части колонны определяется с помощью магнитного прихватоопределителя ПО-7 следующим образом. Колонна подвешивается на роторе с некоторой натяжкой, ве­личина которой находится в пределах допустимой. Произво­дится контрольная запись магнитного фона по всей колонне. После этого в колонне с равными промежутками наносятся магнитные реперы. У верхней границы цементного кольца ± 100 м частота нанесения реперов может быть принята рав­ной 10 м, по остальной части колонны — 20-30 м.

В целях экономии времени контрольная запись и нанесе­ние магнитных реперов могут быть произведены не по всей колонне, а начиная с глубины на 100—200 м ниже верхней границы цементного кольца.

После нанесения реперов колонна подвергается 6—7-крат­ной разгрузке и натяжке на 15-20 т (но с учетом необходимо­го коэффициента запаса прочности резьбовых соединений) по отношению к весу свободной части колонны, определенной по ОЦК. Затем колонна вновь подвешивается на роторе, и произ­водится контрольная запись магнитных реперов.

В той части колонны, которая при натяжках подвергалась деформациям, т. е. в свободной подвижной части колонны, произойдет размагничивание магнитных меток.

Определив с возможной точностью длину подвижной час­ти колонны, приступают к ее довинчиванию.

Предварительно необходимо задаться величиной предель­ного крутящего момента для довинчиваемых резьбовых соеди­нений труб и постоянно контролировать величину создаваемо­го крутящего момента. В противном случае чрезмерная затяж­ка резьбовых соединений может привести к значительному ослаблению или к необратимой потере герметичности после­дних.

Величина предельного крутящего момента должна выби­раться в зависимости от диаметра, толщин стенок и марок ста­лей обсадных труб, а также в зависимости от типа резьбовых смазок, применявшихся при навинчивании муфт на трубы и спуске колонны в скважину.

В табл. 6.8. приведены рекомендуемые крутящие моменты свинчивания (кг. м) для наиболее часто употребляемых разме­ров обсадных труб. Для 139,7 мм труб, изготовленных по ГОСТ, крутящие моменты свинчивания, очевидно, будут такими же, как и для 146-мм труб.

За величину предельного крутящего момента можно при­нимать большее значение крутящего момента свинчивания, полученного экспериментальным путем.

Так как обычно незацементированный участок колонны состоит из труб одной-двух толщин стенок, изготовленных из стали различных марок, то можно принимать для всей довин­чиваемой колонны величину предельного крутящего момента, соответствующего трубам с меньшей толщиной стенки или меньшей прочности.

Довинчивание колонны может осуществляться двумя спо­собами — сверху вниз и снизу вверх. Оба эти способа основа­ны на том, что под действием крутящего момента, приложен­ного к верхней трубе, довинчивание резьбовых соединений будет происходить при прочих равных условиях в той части колонны, которая не испытывает осевых растягивающих или сжимающих усилий. Большинство исполнителей работ пред-

почитают способ «сверху вниз» вследствие более удобного ва­рьирования натяжной колонны в процессе довинчивания.

Таблица 6.8.

Рекомендуемые крутящие моменты свинчивания труб

Тол­щина стен­ки грубы, мм	Диаметр трубы, мм
	146			168
	экспериментальные		теорети­ческие	экспериментальные		теорети­ческие
	марки стали			марки стали
	А	Ем, Е, Л		А	Ем, Е, Л
7 8 9 10 11 12	500—550 550—600 600—650 650—700 700—750 750—800	550—600 600—650 650—700 700—750 750—800 800—850	545—700 610—780 675—865 730—935 785—1005 835—1070	500—550 550—600 600—650 650—700 700—750 750—800	550—600 600—650 650—700 700—750 750—800 800—850	525—670 590—755 650—830 700—895 755—965 805—1030

Процесс довинчивания этим способом осуществляется сле­дующим образом. К верхней обсадной трубе через переводник присоединяется квадратная штанга. Обсадная колонна полнос­тью разгружается. В таком положении с помощью ротора и квадратной штанги докрепляются резьбовые соединения верх­него участка колонны. Так как при довинчивании колонна все время укорачивается и самопроизвольно натягивается, ее не­обходимо периодически разгружать до исходного положения. После полного закрепления резьбовых соединений на первом участке делается натяжка на 3—5 т, и операция снова повторя­ется. Чтобы учесть возможную ошибку, заканчивать процесс довинчивания следует при натяжке, несколько превышающей вес незацементированной части колонны. Таким образом, док­репляются все резьбовые соединения незацементированной ча­сти колонны.

Довинчивание способом «снизу вверх» осуществляется ана­логично описанному способу, но в обратном порядке с посте­пенным уменьшением натяжки колонны.

В результате колонна укорачивается на величину 1. Оче­видно укорочение должно соответствовать величине

l = tN (6/9)

где 1 — укорочение колонны после довинчивания;

t — шаг резьбы;

N — суммарное число оборотов колонны в результате до­винчивания резьбовых соединений.

Проседание колонны при разгрузке ее после довинчивания на большую величину указывает на нарушение замещения ее на некотором участке. По окончании довинчивания колонны устье скважины оборудуется колонной головкой и фонтанной арматурой по общепринятой для данного района схеме. Как было указано выше, резьбовые соединения должны докреп-ляться с определенным усилием. Наиболее точно крутящий момент, прикладываемый к верхней трубе довинчиваемой ко­лонны, можно контролировать с помощью роторного моменто-мера. В этом случае необходимый крутящий момент на роторе

М_Р=К^/_т М_п (6.10)

где К_т — коэффициент, учитывающий потери крутящего мо­мента на трение на участке колонны от устья до зоны довинчи­вания;

М_п — предельный крутящий момент для резьбовых соеди­нений.

Крутящий момент, передаваемый от ротора, постепенно затухает на нижних участках колонны вследствие трения пос­ледней о стенки скважины. Потери крутящего момента на тре­ние зависят от длины и натяжки колонны, характера искрив­ления ствола скважины, качества промывочной жидкости за колонной и т. д. Для установления таких зависимостей требу­ются специальные исследования.

Исходя из практики довинчивания колонн, для скважин, имеющих относительно небольшую кривизну (до 5-7°), мож­но принять прямолинейную зависимость К_т от глубины для растянутой колонны. Численное значение К^/_т рекоменду­ется принимать в пределах от 1,0 для верхнего участка колон­ны до 1,2-1,3 для участков колонны на глубине 2000 м, что соответствует увеличению К_т на величину 0,010-0,015 на каж­дые 100 м глубины скважины.

В общем случае для свободной части колонны длиной до 2000-2500 м можно записать формулу для определения К_т в следующем виде:

где Н - длина растянутой части колонны в м.

Таким образом, для обеспечения равномерного закрепле­ния всех резьбовых соединений при довинчивании колонны способом «сверху вниз» необходимо по мере натяжки колон­ны увеличивать момент, прикладываемый к верхней обсадной трубе. При этом напряжения в теле верхней трубы могут достигать опасных величин. Наиболее слабым местом трубы явля­ется сечение по последней впадине резьбы, находящейся в за­цеплении.

Задавая величину крутящего момента на роторе, необходи­мо соблюдать условие М_р < М_тах, где М_тах — максиально допу­стимая величина крутящего момента для труб.

Расчетные величины М_тах для 146-мм труб приведены в табл. 6.5.

Таблица 6.5.