Технология капитального и подземного ремонта нефтяных и газовых скважин

где [N_у] -- допустимая прочность устройства на разрыв, кН;

[N_р] -- допустимое рабочее усилие протяжки дорнирующего элемента при расширении пластыря, кН, [N_р] -- 250 кН.

При расширении пластыря в момент захода в него гидравлической дорнирующей головки для зацепления его с обсадной колонной при наличии упора создаваемое давление в головке должно быть в 1,3--1,5 раза выше, чем при последующей протяжке после снятия упора.

При использовании устройства с якорем как упора для пластыря создаваемое первоначальное избыточное давление на якорь для «сцепления» его с колонной должно быть в 1,5--1,7 раза выше, чем при протяжке дорнирующей головки для расширения пластыря.

При калибровке (повторной протяжке пластыря) давление в гидравлической дорнирующей головке должно создаватьсяв 1,3--1,5 раза выше, чем оно было при первой протяжке после снятия упора пластыря.

Определение качества установки пластыря опрессов-кой скважины различным по значению и виду давлением согласно техническим данным паспорта, а также в зависимостиот характера, формы и размеров дефекта обсадной колонны.

Технологическая последовательность операций ремонта обсадных колонн пластырями

Ремонт обсадных колонн при восстановлении герметичности методом установки стальных пластырей включает в себя три группы и 11 технологических операций (рис. 6.7.).

Первая группа -- подготовительные работы

Операция I. Установка цементного моста для отсечения продуктивного пласта.

Операция П. Шаблонирование в целях проверки проходимости инструмента.

Операция III. Ликвидация смятия при его наличии (восстановление проходимости).

Операция IV. Определение местоположения дефекта (негерметичности).

Операция V. Подготовка (очистка) внутренней поверхности обсадной колонны в интервале дефекта.

Операция VI. Уточнение места дефекта.

Операция VII. Определение характера, формы и размера дефекта и более точного его местоположения.

Операция VIII. Определение (измерение) внутреннего периметра (диаметра) обсадной колонны в интервале дефекта.

Вторая группа -- основные работы

Операция IX. Транспортировка и установка пластыря в зоне нарушения герметичности обсадной колонны.

Третья группа -- завершающие работы

Операция X. Испытание (опрессовка) на герметичность и прочность отремонтированного участка.

Операция XI. Разбуривание пробки-моста.

В полном объеме выполнение всех операций требуется не всегда, это зависит от технологических и геологических условий работы скважины, ее технического состояния и других обстоятельств.

Первая, вторая, четвертая, шестая, десятая и одиннадцатая операции являются традиционными для всех ранее применявшихся в отечественной практике методов ремонта скважин.

Вторая операция (шаблонирование) -- контрольная, выполняется в отдельных (при необходимости) случаях.

Третью операцию (ликвидацию смятия) проводят только при наличии смятия обсадной колонны.

Вторую и третью операции можно совмещать при использовании универсального (комбинированного) устройства, позволяющего производить шаблонирование и при наличии смятия -- его ликвидацию.

Измерение внутреннего периметра ремонтируемого участка обсадной колонны (восьмая операция) является контрольным процессом, осуществляемым в исключительных случаях. Это обусловлено тем, что, во-первых, конструкция скважины и диаметр (периметр) обсадной колонны известны и указаны в проектной и исполнительной документации. Во-вторых, при износе внутренних стенок обсадных колонн устройство, с помощью которого устанавливается пластырь при наличии гидравлической лорнирующей головки, позволяет увеличить его периметр по диаметру за счет пластичности материала пластыря до сопряжения с обсадной колонной при увеличении радиальных нагрузок в головке; осевые усилия при протяжке не изменяются.

Точное определение места дефекта геофизическим способом (четвертая операция) исключает применение шестой операции. А если четвертая операция выполняется методом фото- или телеметрии, то не имеет смысла выполнять как шестую, так и седьмую операции.

Седьмая операция (определение характера и формы дефекта) может быть совмещена с восьмой (измерение периметра) или с пятой (очистка).

Десятая операция может быть совмещена с девятой. В этом случае спрессовывают всю колонну после установки пластыря, не поднимая устройство на поверхность.

Шестая операция (уточнение места дефекта) может быть совмещена с девятой (установка пластыря).

Опыт показал, что в большинстве случаев при ремонте обсадных колонн стальными пластырями выполняются, как правило, четвертая, пятая, седьмая и девятая операции.

В рассматриваемом методе ремонта обсадных колонн стальными пластырями новыми являются пятая, седьмая и девятая операции, для выполнения которых предназначены следующие устройства:

для очистки внутренней поверхности обсадной колонны -- скребок гидромеханический (СГМ);

для определения формы и размеров дефекта обсадной колонны -- печать боковая гидравлическая (ПГ);

для транспортирования и установки стального пластыря на дефект ремонтируемого участка обсадной колонны в целях восстановления герметичности скважин -- ДОРН.

ДОРН, скребок, печать и пластырь входят в комплект устройств и серийно изготавливаются для ремонта обсадных колонн диаметром 146 и 168 мм, как наиболее часто применяемых в отрасли при строительстве скважин.

Технологический процесс восстановления герметичности обсадных колонн стальными пластырями осуществляется при наличии на скважине:

спуско-подъемного агрегата с высотой подъема инструмента над устьем не менее 15м;

насосно-цементировочного агрегата при максимальном давлении не менее 20 МПа и подаче до 10 л/с;

комплекта устройств и пластыря согласно установленному плану работ (проводимых технологических операций);

комплекта насосно-компрессорных труб диаметром 73 мм, нагнетательной системы.



6.4.2 КОНСТРУКТИВНЫЕ ПАРАМЕТРЫ, МАТЕРИАЛЫ И СРЕДСТВА ИЗГОТОВЛЕНИЯ ПЛАСТЫРЯ

Основным материалом для восстановления герметичности обсадных колонн методом установки заплат служит пластырь -- тонкостенная продольно-гофрированная стальная труба.

С целью повышения качества герметизации пластырь покрывают пластичным герметизирующим материалом.

Для герметизирующего покрытия применяют следующие материалы:

полимерный состав на основе эпоксидной смолы ЭД-5, ЭД-б;

гуммировочный состав на основе наирита НТ (ТУ 38-10518-77).

Полимеры на основе эпоксидных смол более прочны и надежны для герметизации при заполнении раковин и пустот между пластырем и обсадной колонной, но менее удобны при приготовлении и нанесении на поверхность пластыря, так как быстро схватываются (твердеют).

Для обеспечения сохранности равномерно нанесенного на поверхность пластыря герметизирующего покрытия, обладающего свойствами текучести, в процессе транспортирования к месту работ пластырь обертывают предохранительным материалом (например, марлей, стеклотканью).

Гуммировочный состав, медленнее твердеющий, удобен при нанесении на поверхность пластыря, но менее эффективен, токсичен, диапазон его применения по температурным режимам ограничен (до Ч-70°С).

В настоящее время работают над созданием и внедрением новых видов герметизирующих материалов, лишенных указанных недостатков, а также над использованием мягких металлов (свинца, цинка и др.), которые могут быть нанесены на поверхность пластыря методом напыления.

Практический интерес для проведения экспериментальных испытаний представляет герметик типа «Спрут», разработанный Киевским институтом химии высокомолекулярных соединений.

Авторы разработки предложили применять в качестве материала герметизирующую ленту ГЕРЛЕН-Д (ТУ 400-1-165-79), которая изготавливается методом экструзии смеси синтетического каучука, мягчителя и наполнителей с дублированным нетканым синтетическим материалом. Лента обладает высокой пластичностью, имеет длительный срок хранения (более 12 мес.), температуроустойчива (от -60 до +120°С), повышает коррозионную стойкость пластыря и обсадной колонны, является изолятором от блуждающих токов, нетоксична, проста в нанесении на поверхность пластыря. Толщина ленты 2-3 мм, ширина -- 100, 120 и 200 мм, длина -- 12 м. Серийно выпускается Московским заводом кровельных и полимерных материалов.

Анализ результатов испытаний ленты ГЕРЛЕН-Д показал:

высокую склеиваемость (адгезию) с пластырем;

хорошую заполняемость раковин, пор и пустот, резьбовых соединений между обсадной трубой и пластырем;

полную заполняемость дефекта;

набухание в нефти через двое суток;

отсутствие кристаллизации.

Кроме того, лента не меняет своих свойств в буровом растворе и воде при температуре 120° С.

В настоящее время лента ГЕРЛЕН-Д испытана в стендовых и промысловых условиях и рекомендована для промышленного применения.

Для качественного восстановления герметичности скважин при ремонте обсадных колонн важно правильно выбрать оптимальную форму, периметр поперечного сечения и материал пластыря. Он должен свободно проходить в обсадной колонне с зазором 6--10 мм с последующим плотным прижатием без механического нарушения к внутренней поверхности ремонтируемого участка трубы. Для этого поперечному сечению пластыря придают вид фигуры, состоящей из сопряженных участков выступов и впадин (рис. 6.8,).

Периметр пластырей может быть рассчитан по методике, применяемой для звездообразных труб. Для пластырей с n гофрами длину периметра определяют по формуле:

(6.2)

где n -- количество гофр;

R -- радиус выступов и впадин;

k -- коэффициент, учитывающий положе ние нейтрального слоя при изгибе;

h -- толщина стенки пластыря;

б -- угол между соседними выступами;

в -- угол, определяющий длину дуги впадины.

При расчете геометрии поперечного сечения пластыря, примененного для обсадных колонн диаметром 146 мм, количество гофр было принято равным 6. Для других размеров труб форма выступов и впадин принимается равной или близкой пластырю с шестью гофрами, их количество изменяется в соответствии с диаметром обсадной колонны и определяется по формуле:

n = 0,049 D_в (6.3)

где n --расчетное число гофр пластыря,

D_в -- внутренний диаметр обсадной колонны.

Ниже приведены принятые количества гофр (лучей) для труб разного диаметра.

Наружный диаметр обсадной колонны, мм

Количество гофр пластыря (выступов и впа

дин), не менее 6 6 8 8 8 10 12 12 14 14

Наиболее пригодны для изготовления пластырей стали марок 10, 20 и Х18Н10Т. Наряду с хорошей пластичностью эти материалы обладают достаточной прочностью, незначительно уступающей прочности материалов обсадных труб. Сталь Х18Н10Т, кроме того, обладает высокой коррозионной стойкостью. Изготовленные из нее пластыри могут применяться в условиях высокоагрессивных сред.

Выпускавшиеся ранее отечественной промышленностью трубы фасонного профиля (ГОСТ 13664-76) не могут использоваться на нефтяных промыслах для ремонта скважин из-за малого размера по периметру поперечного сечения (диаметру) .

Для решения промысловых задач необходимы продольно-гофрированные тонкостенные стальные трубы, обладающие требуемыми конфигурацией, размером поперечного сечения, механическими и прочностными свойствами.

Для изготовления таких труб в качестве заготовки можно использовать тонкостенные цилиндрические стальные трубы, выпускаемые промышленностью по ГОСТ 8734-75 и 8732-78.

6.4.3 ПОИСК ДЕФЕКТА В ОБСАДНЫХ КОЛОННАХ

Эффективность ремонта негерметичных обсадных колонн методом установки металлического пластыря на дефект зависит от качества обследования скважины с целью выявления дефекта, его местонахождения, формы и размера.

В отечественной и зарубежной практике поиск негерметичности колонны осуществляется разнообразными методами и техническими средствами, имеющими свои преимущества и недостатки.

Эффективными техническими средствами для поиска дефекта являются пакеры и самоуплотняющиеся манжеты многоразового действия различных конструкций. К недостаткам этих устройств относится то, что они не позволяют определить характер (форму и размер) дефекта.

Такие приборы, как фото- и телекамеры, дают информацию не только о глубине расположения, но и характере дефекта. Однако их широкое практическое применение -- дело будущего.

Пакер

Пакер конструкции ОКБ типа ПШ (рис. 6.9.), применяемый в основном при гидравлических разрывах пласта и изоляционных работах, состоит из штока 4, на который надеты конус 7, дюралюминиевые кольца 2, 5, 6 и резиновые манжеты 3. На верхний конец штока навинчена головка 1, на нижний -- короткий хвостовик 10. На хвостовике укреплен фонарь 9, имеющий плашки 8, пружины 11 и замок 13. Положение фонаря на хвостовике фиксируется замком 13 при помощи штифта 12.

Пакер спускают в скважину на трубах. Для удержания его в колонне над ним устанавливают гидравлический якорь. Спустив пакер на необходимую глубину, проворачивают трубы вправо на один-два оборота.



Рис. 6.9. Пакер ПШ-168:

1-головка; 2,5,6 - дюралюминиевые кольца; 3-манжета; 4-шток; 7-конус; 8-плашка; 9-фонарь; 10-хвостовик; 11-пружина; 12-штифт; 13-замок ва в скважине.

Вследствие этого штифт 12 попадает в длинную прорезь замка 13. Затем трубы спускают вниз, при этом фонарь 9 удерживается пружинами 11 в эксплуатационной колонне в верхнем положении.

Конус 7 распирает плашки 8, удерживает пакер в эксплуатационной колонне. При сжимающей нагрузке до 100 кН (10 т), создаваемой массой колонны труб, резиновые манжеты 3 расширяются и герметизируют кольцевое пространство скважины. Резиновые манжеты пакера устроены так, что в сжатом виде они принимают грушеобразную форму. С повышением давления под пакером края манжет плотно прижимаются к стенке эксплуатационной колонны, создавая дополнительное уплотнение, что является основным преимуществом пакера типа ПШ.

Пакер извлекают на поверхность при подъеме труб, при этом конус пакера выходит из-под шлипсов и контакт их со стенкой колонны нарушается, уп-лотнительные манжеты разгружаются и принимают размеры, близкие к первоначальным.

Промежуточный пакер ППГМ1 с гидромеханическим управлением состоит из уплотняющего и заякоривающего узлов, устройства гидропривода и шарового клапана.

Пакер без шарика спускают в скважину на колонне насосно-компрессор-ных труб на необходимую глубину. Затем колонну труб приподнимают на определенную высоту, сбрасывают в нее шарик и подают давление. Под давлением цилиндр гидропривода перемещается вверх, плашки находят на конус, и пакер заякоривается в скважины. Затем колонну насосно-компрессорных труб спускают, под действием массы труб уплотнительные элементы сжимаются и герметично разобщают два пространст-

При дальнейшем увеличении давления срезаются винты клапана. Клапан с шариком падает на забой скважины.

Пакер извлекают из скважины при подъеме колонны на-сосно-компрессорных труб без проведения дополнительных работ.

Техническая характеристика пакеров ППГМ1

	ППГМ1-114-160	ППГМ1-122-160	ППГМ1-133-160	ППГМ1-142-160
Условный диаметр экслуатационной колонны, мм	146	146	168	168
Максимальный перепад давлений на пакере, МПа	16
Максимальная температура рабочей среды, °С	50	150	150	150
Диаметр присоединительной резьбы гладких насосно-компрессорных труб, мм	73	73	89	89
Габаритные размеры, мм: наружный диаметр диаметр канала длина канала	114 62 1655	122 62 1655	133 76 1880	42 76 1880
Масса, кг	43	47	63	70

Гидравлический модернизированный пакер ПГ-500 (рис. 6.10.) состоит из головки 1, к верхней части которой присоединены гидравлический якорь и колонна заливочных труб, а к нижней -- шток 5 и опорное дюралюминиевое кольцо 2. На шток надеты ограничитель 4 с ограничительной манжетой 3, упор б и гидравлическая манжета 7.

К нижней части штока присоединен корпус фонаря 8 закрытого типа. Фонарь имеет три башмака, расположенные под углом 120° по окружности корпуса. Каждый башмак подпирается изнутри тремя цилиндрическими пружинами, находящимися в глухих отверстиях корпуса фонаря. Верхнее и нижнее упорные кольца предотвращают выпадение башмаков. К нижней части корпуса крепится клапан пакера с дроссельным штуцером 10.

Для уплотнения пакера ПГ-500 в колонну заливочных труб закачивают жидкость с расходом 2--2,5 л/с. При этом в штуцере возникает перепад давления 0,3--0,5 МПа. Через отверстия в корпусе фонаря жидкость проходит во внутреннюю полость гидравлической манжеты 7 и расширяет ее до соприкосновения со стенкой колонны. Под влиянием перепада давления сжимается пружина клапана, открываются его прямоугольные окна, и жидкость проходит в пространство под пакером. При дальнейшем повышении давления под пакером гидравлическая манжета расширяется и окончательно уплотняет затрубное пространство. В результате создания высокого давления под пакером он выталкивается вверх вместе с колонной заливочных труб, вследствие чего нарушается его уплотнение. Для удержания пакера на месте применяют гидравлический якорь, который устанавливают непосредственно над пакером. На промыслах нашей страны наибольшее распространение получили гидравлические якори конструкции ОКБ «По бесштанговым насосам».

Рис. 6.10. Пакер гидравлический, модернизированный ПГ-500:

1-головка; 2-кольцо опорное; 3-ограничительная манжета; 4-ограничитель; 5-шток; 6-упор; 7-гидравлическая манжета; 8-фонарь; 9-башмаки; 10-штуцер нижним 11 отверстиями. На наружной поверхности корпуса расположена самоуплотняющаяся манжета двустороннего действия 9; выше манжеты напротив отверстия 4 зафиксирована уплотняющая срезная втулка 5 с седлом под шар 2. Ниже втулки размещено с зазором гнездо б и шпилевая опора 7 с перфорацией.

На промыслах Азербайджана для определения места дефекта эксплуатационной колонны применяют самоуплотняющийся гидравлический пакер (рис. 6.11.). Пакер спускают в скважину с открытой манжетой 1 при крайнем нижнем положении корпуса 2 в цилиндре 4.

Поинтервальную опрессовку эксплуатационной колонны ведут сверху вниз, закачивая жидкость в кольцевое пространство между обсадными и насосно-компрессор-ными трубами. Под действием избыточного давления, создаваемого над пакером, резиновая манжета 1, расширяясь, изолирует кольцевое пространство в колонне. Место дефекта в эксплуатационной колонне обнаруживается по падению давления или уровня в кольцевом пространстве скважины. Для извлечения пакера из скважины в колонну насосно-компрессорных труб бросают шар 5 и закачивают жидкость. Шар садится на седло заглушки б, а жидкость, протекая через отверстия в нижней части патрубка 7, давит на поршень снизу. Кожух 8 и поршень поднимаются вверх. Ход поршня вверх прекращается, когда нижняя уплотнительная манжета поднимается выше

отверстий в верхней части цилиндра и давление в трубах упадет. При полном подъеме поршня срабатывает стопорное устройств, благодаря чему предотвращается произвольное освобождение резиновой манжеты 1 при подъеме пакера.

Устройство для опрессовки обсадных колонн (рис. 6.12.) состоит из корпуса 3 с верхним 4 и

Устройство опускается в скважину на насосно-компрессорных трубах 1 для опрессовки обсадной колонны 10 и поиска ее дефектов 8.

После спуска устройства в скважину без шара 2 создается поочередно гидравлическое давление соответственно по колонне и по НКТ.

В случае герметичности выше манжеты или ниже ее стрелка манометра стабильно показывает заданное опрессовочное давление, созданное насосным агрегатом.

Если давление падает, то соответственно выше манжеты или ниже ее колонна негерметична. В этом случае давление снимают, а устройство поднимают или соответственно опускают в заданный интервал. Процесс опрессовки повторяют. Таким образом, при шаговом спуске или подъеме устройства спрессовывают колонну и определяют место ее дефекта.

По окончании процесса опрессовки колонны в НКТ спускают шар 2, создают избыточное давление. Втулка 5 с помощью шара 2, залегшего в ее седло, срезается и открывает отверстие 4. Шар 2, проталкивая втулку 5, остается на шпилевой опоре 7, втулка падает в гнездо 6. Так обеспечивается при подъеме устройства переток жидкости в колонне через отверстие 4, перфорационное отверстие шпилевой опоры 7 и отверстие 11. Для определения характера, формы и размеров дефекта обсадной колонны, а также уточнения места его нахождения применяют фото- и телекамеры, резиновые баллоны, прижимные рычажные плашки с оттискным слоем (печати).

Устройство для снятия оттисков с внутренней поверхности обсадных колонн

Устройство предназначено для снятия оттисков с внутренней поверхности негерметичных обсадных колонн. Его применяют при обследовании негерметичного интер- вала колонн. Спуск, подъем и управление работой устрой-(из двух частей) валом 5, соосно установленным в нижней части корпуса. На обоих концах вала установлены раздвижные узлы, состоящие из ползунов б, 10 с левой и правой резьбой, сочлененные с соответствующими резьбами вала 5.



Рис. 6.12. Устройство для опрессовки обсадных колонн:

1-НКТ; 2-шар; 3-корпус; 4,11-отверстия; 5-втулка; 6-гнездо; 7-опора; 8-дефект; 9-манжета самоуплотняющаяся; 10-обсадная колонна.

На ползунах имеются шарнирные рычаги 7, попарно связанные с опорами 8 прижимных лыж 9 через прорезные окна 12 корпуса. Прижимные лыжи покрыты пластичным материалом 11. Устройство в нижней и верхней части снабжено центрирующими элементами 4.

Работает устройство следующим образом. В транспортном положении его спускают в скважину на каротажном кабеле в обследуемый интервал колонны. Подают постоянное напряжение (по каротажному кабелю) к электродвигателю 2. При этом вращение через редуктор 3 передается валу 5. Вращение вала (благодаря наличию левой и правой резьбы) вызывает сближение ползунов 6, 10, которые с помощью шарнирных рычагов 7, раздвигая лыжи 9, приводят их в рабочее положение, т. е. прижимают к внутренней поверхности обсадной колонны. В результате на пластичном материале 11 остается оттиск с внутренней поверхности обсадных колонн. После этого к электродвигателю подается постоянное напряжение другой полярности, что позволяет возвратить прижимные лыжи в первоначальное транспортное положение. После подъема устройства по полученному оттиску на пластичном материале судят о характере негерметичности или повреждения обсадных колонн.

Техническая характеристика устройства для снятия оттисков

Диаметр эксплуатационной колонны, мм ………………….140, 146, 168

Длина получаемого оттиска, мм ………………………...1000

Длина, мм …………………………2500

Диаметр, мм

минимальный …………………………115

максимальный …………………………160

Масса устройства, кг ………………………….25

Рис. 6.13. Устройство для снятия оттисков с внутренней поверхности обсадных колонн:

1-корпус; 2-электродвигатель; 3-редуктор; 4-центраторы; 5-вал; 6, 10-ползуны; 7-рычаги; 8-опоры; 9-лыжи; 11-пластичный материал; 12-окна диаметру в исходное (транспортное) положение.

Дефект обсадной колонны отпечатывается на от тискном слое в виде четкой линии, повторяющей контуры места негерметичности (отверстие, щель и т. п.).

В б.ВНИИКРнефти разработана боковая гидравлическая многосекционная печать ПГ по ТУ 39-1106-86 (рис. 6.14).

Секция гидравлической печати ПГ состоит из перфорированной штанги, наконечников, резинового баллона с оттисковым слоем.

Печать снабжена заливным и сливным клапанами и центраторами. Длина резинового баллона ограничена техническими возможностями его изготовления.

Принцип работы печати

В печати создается избыточное гидравлическое давление, под действием которого резиновый баллон расширяется оттисным слоем и прижимается к стенке обсадной колонны. Затем после выдержки во времени увеличивают давление, которое обеспечивает срез штифтов и смещение втулки сливного клапана для слива жидкости при подъеме инструмента.

Рис. 6.14. Боковая гидравлическая печать:

а-типа ПГ-2

б-типаПГ-3

Отпечатки негерметичности муфтового соединения имеют вид колец от торцов труб и резьбы между ними.

При необходимости печать может быть выполнена из двух и более секций с повторным расширением резиновых баллонов и смещением печати на 1 м для перекрытия «мертвой» зоны между секциями.

В настоящее время в гидравлической печати типа ПГ для оттискного слоя применяется на клею сырая резина марки 7-3826, изготовляемая по ТУ 38-005-204-84. Недостатком такой резины является быстрое естественное старение, в результате чего она теряет пластичность и неспособна проявлять (оставлять) отпечатки дефектов со стенки обсадной трубы.

Процесс старения (вулканизация) ускоряется при использовании резины в средах с температурой выше + 30°С.

Операция по определению характера, формы, размеров и более точного местонахождения негерметичности осуществляется гидравлической печатью ПГ.

Длину рабочей части печати определяют по формуле

L = L_Д + 2L_З (6.14)

где L -- длина рабочей части печати;

L_д -- длина дефекта (ориентировочно находят геофизическим методом, операция IV, см. рис. 6.7);

L_З -- длина запаса для перекрытия дефектов, Ц = 1 -- 1,5 м.

Процесс получения отпечатка

Печать ПГ в сборе, соответствующую типоразмеру обсадной колонны, после профилактики и зарядки клапанов спускают в скважину к месту дефекта на насосно-комп-рессорных трубах со скоростью до 6 м/с.

Колонна спущенных труб соединяется через нагнетательную систему с насосным агрегатом.

После спуска в скважину на заданную отметку в печати создается избыточное гидравлическое давление в пределах 4МПа, при этом резиновый баллон расширяется и своей рабочей поверхностью, покрытой тонким эластичным слоем мягкой (сырой) резины, плотно прижимается к внутренним стенкам обсадной колонны.

Время выдержки печати под давлением составляет 10--15 мин., после чего его снимают. При этом края дефекта оставляют отпечатки на поверхности эластичного слоя резинового баллона.

Заполнение жидкостью полости инструмента при его спуске производится через отверстие заливного клапана печати. Слив происходит при подъеме инструмента на устье через отверстия сливного клапана, которые открываются при смещении втулки после среза штифтов расчетным давлением 3--9 МПа (после спуска шара в седло клапана).

После подъема на устье печать демонтируют, промывают и тщательно осматривают ее рабочую поверхность. Размер дефекта несколько меньше реального, четко выделяется на эластичной поверхности оттискного слоя баллона.

Если дефект герметичности находится в резьбовом соединении муфты, то отпечаток выглядит как два кольца, между ними -- резьбовые следы муфты.

В случае дефектов (длинных трещин, порывов, перфораций), отпечатки которых в полном объеме не могут быть получены на баллоне из-за его короткой длины, печать собирают из двух (или более) секций или производят дополнительный спуско-подъем другой печати для снятия отпечатка соответственно выше или ниже того места, откуда уже получен отпечаток дефекта.

В б.ВНИИКРнефти разработана гидравлическая печать типа ПГ-3 (рис. 6.14,6) с резиновыми баллонами длиной 2, 4 и 6 м, что позволяет устранить недостатки, присущие печати типа ПГ-2.

Для оттискного слоя используется герметизирующая само-клеющая лента ГЕРЛЕН-Д, которая наносится на резиновый баллон без применения клея, дублированным нетканным синтетическим материалом наружу.

6.4.5 ШАБЛОНИРОВАНИЕ И ЛИКВИДАЦИЯ СМЯТИЯ ОБСАДНЫХ КОЛОНН

Для ликвидации смятия обсадных колонн существуют различные по конструкции приспособления.

Наибольшее распространение получило приспособление Н. Родненского (рис. 6.15). Оно состоит из полого стержня 7, на нижнем конце которого закреплена полая головка (цилиндр) 8 с цилиндрическим отверстием для поршня 3, плотно уложенного в головке и снабженного каналом 9. На верхний конец стержня насажен хомут 6, с которым шарнирно связаны верхние концы плашек 4; нижние их концы находятся под действием пружины 10, постоянно стремящейся их сблизить, и прилегают к головке 8 и выступающему из нее концу поршня 3.

Приспособление на бурильных или насосно-компрессорных трубах спускают в скважину к месту сужения обсадной колонны 2 и создают давление в его полости. Вследствие этого поршень 3 выдвигается из головки до тех пор, пока направленное книзу отверстие канала 9 не выйдет из края 1 головки 8. После этого давление на поршень 3 сразу понижается, автоматически прекращая раздвигать плашки 4 за нормальный диаметр обсадной колонны, что фиксируется падением давления на манометре насосного агрегата и расширением колонны в этом месте до нормального диаметра. Таким образом, канал 9 является своего рода предохранителем, исключающим возможное расширение колонны сверх нормального диаметра, что могло бы повлечь за собой разрыв колонны. Затем приспособление спускают ниже на длину выровненного участка колонны, и операцию повторяют.

Рис. 6.15. Приспособление для выпрямления смятых обсадных труб в скважине:

а-общий вид; б-с плашками прямой по длине формы; в-с плашками конусной к низу формы;

1-край головки; 2-сужение колонны; 3-поршень; 4-плашки 5-колонна; 6-хомут; 7-стержень; 8-головка; 9-канал; 10-пружина

Оправка конструкции В. П. Панкова для выпрямления смятых обсадных колонн (рис. 6.16, а) содержит корпус 1, на котором эксцентрично установлены ролики 2, кулачковый механизм 4 с замком 5 и конусным наконечником эллипсной формы 6.

Если сечение трубы имеет сложную форму (в результате деформации), то целесообразно изготавливать плашки 4 суживающимися книзу.

С целью использования приспособления для ликвидации смятия колонн различных диаметров плашки 4 снабжают накладками, имеющими одинаковую толщину и перекрывающими всю рабочую поверхность плашек. Имея соответствующий набор накладок различной толщины, легко скрепляемых с плашками, можно применять приспособление для выпрямления труб, диаметры которых значительно отличаются друг от друга.

Оправку через переходник соединяют с УБТ и бурильными (насосно-компрессорными) трубами и спускают к месту смятия колонны.

После фиксации инструмента бурильные трубы вращаются с частотой Зч80 об/мин. При этом конусный наконечник б вступает в контакт со смятым участком обсадной колонны. Благодаря эллипсной форме наконечник не вращается, что обеспечивает надежную работу кулачкового механизма без создания значительных осевых нагрузок. При вращении бурильных труб и постоянной осевой нагрузке кулачковый механизм 4 совершает удары по конусному наконечнику 6. Выправление смятой колонны достигается воздействием осевых ударных нагрузок на смятый участок конусного наконечника 6 и радиальных нагрузок эксцентриковых роликов 2 при интенсивной промывке скважины. После прохода смятого участка эксцентриковыми роликами, ликвидации посадок и затяжек инструмента процесс выправления заканчивается, и оправку извлекают на поверхность.



Рис. 6.16. Оправка для выпрямления смятых обобсадных колонн

а-эксцентриковая; б-гидравлическая с подвижными секторами; в-шарнирная

На рис. 6.16, б показана оправка, состоящая из полой перфорированной штанги 1, фигурных вкладышей 2, упругих цилиндрических диафрагм 3, ограничителей 4, радиальных подвижных секторов 5 и конусного пуансона 6.

Штанга 1 соединяется с колонной УБТ определенного веса для создания осевой нагрузки на смятый участок трубы. При этом подвижные секторы 5 сжимаются и опираются на упругие диафрагмы 3, а фигурные вкладыши 2 уменьшают удельное давление на диафрагмы 3 и предохраняют их торцевые уплотнения от разрушения при создании радиальных нагрузок.

После создания соответствующей осевой нагрузки создают перепад давления, и жидкость через каналы штанги 1 направляется в полость упругой диафрагмы 3, раздвигая подвижные секторы 5, которые в свою очередь разжимают смятый участок колонны. Этот участок получает форму цилиндра, так как подвижные секторы имеют ограничители и, если один сектор радиально переместился до ограничителя 4 раньше других, то он будет находиться там до тех пор, пока остальные секторы не дойдут до своего ограничителя.

При выпрямлении смятой колонны оправку спускают вниз постепенно, воздействуя радиальными усилиями секторов сначала нижней ступени, а потом верхней, наружный диаметр которой соответствует номинальному внутреннему диаметру обсадной колонны. Когда оправка начнет двигаться вверх и вниз по колонне без затяжек и посадок, процесс выпрямления смятой колонны заканчивают. Давление в трубах снижают до нуля, и устройство извлекают на поверхность.

Оправка шарнирного типа (рис. 6.16, в) содержит корпус 1, наконечники 3, 8, радиальную опору 4, шарнир 5 и резьбовые пробки б, 7.

Оправку спускают на трубах в скважину до места смятия обсадной колонны 2. Наконечник 8 упирается в смятый участок и, поворачиваясь на шарнире, проходит свободно его поперечный изгибающий момент в теле устройства не возникает. В результате резко уменьшается опасность перегрузки и возникновения разрушающих напряжений, а следовательно, повышается надежность работы устройства.

Кроме того, происходит расклинивание наконечника 8 в смятой стенке колонны. Возникающие при этом распорные усилия в плоскости контакта наконечника со стенкой колонны не имеют тенденции к ее продавливанию или прорыву, так как наконечник перемещается почти параллельно стенке смятой колонны. Таким образом, исключается возможность самопроизвольного выхода наконечника 8 и всей оправки за колонну.

После того как обсадная колонна выправлена нижней частью наконечника, в нее свободно входит верхняя часть, имеющая сечение меньше, чем внутреннее сечение выправленного участка колонны.

Оправку через смятый участок спускают неоднократно до тех пор, пока затяжки и посадки при движении оправки вверх или вниз не исчезнут. После этого устройство поднимают на поверхность.

В зарубежной практике применяются оправки для выправления труб аналогичной конструкции.

Для сокращения времени при обследовании скважин на проходимость инструмента целесообразно шаблонирование и выпрямление смятого участка обсадной колонны совмещать в одну спуско-подъемную операцию. При этом необходимо вместо простой оправки использовать оправки (приспособления), применяемые для ликвидации смятия обсадных колонн.

6.4.6 ОЧИСТКА ВНУТРЕННЕЙ ПОВЕРХНОСТИ ОБСАДНЫХ КОЛОНН

Для качественного ремонта скважин методом установки пластырей технологический процесс предусматривает в интервале ремонта очистку внутренней поверхности обсадной колонны от глинистой и цементной корки, парафина, заусенцев, застрявших пуль перфоратора, ржавчины и других отложений.

К наиболее распространенным методам очистки можно отнести гидроструйный, пескоструйный, химический и механический.

При механическом методе очистки обсадных колонн применяют щетки, ерши, скребки различных конструкций.

Устройство типа «Скрепер» (рис. 6.17, а), обеспечивающее очистку внутренних стенок обсадных колонн диаметром от 60 до 240 мм, разработано и серийно выпускается американскими фирмами «Бейкер», «Хомко», «Трай-Стейн», «Секьюрити», «Боуэн» и др.

Компания «Пан-Америкен» очистку обсадных колонн производит набором стальных щеток, смонтированных на колонне труб (рис. 6.17, б).

Скребки типа 2ИК и СК для очистки внутренней поверхности стенок обсадных колонн диаметром 140; 146; 168; 178; 219; 273 мм выпускаются бакинским заводом «Неф-тебурмашремонт».

Такие скребки, как и устройства американских фирм, очищают колонну при контакте подпружиненных в окнах корпуса режущих плашек с ее поверхностью в процессе расхаживай ия инструмента сверху вниз или снизу вверх. Это обусловлено конструкцией устройства и направлением режущих элементов. Плашки расположены в два-три ряда и смещены относительно друг друга так, чтобы полностью охватить колонну по периметру.

Скребок спускают в скважину на бурильных или насосно-компрессорных трубах.

Рис. 6.17. Устройство для очистки внутренних стенок обсадных колонн:

а-устройство типа «Скрепер» фирмы «Бейкер»

б-устройство с набором стальных щеток компании «Пан-Америкен их с очищаемой поверхностью в процессе очистки регулируется гидравлическим давлением с поверхности.

L = L_П +2L_Д (6.5)

где L -- длина очищаемого участка;

L_п -- длина устанавливаемого пластыря;

L_д -- дополнительная длина участка выше и ниже установки пластыря, L_Д = 10 - 20 м.

Очистку обсадных колонн проводят также скребками гидромеханического действия СГМ-1 и СГМ-2 (рис. 6.18).

Отличие этих скребков от механических заключается в том, что режущие плашки, расположенные в окнах корпуса, в транспортном положении не выступают за пределы корпуса, а усилие при контакте

Скребок типа СГМ-1 (см. рис. 6.18, а), разработанный в б.ВНИИКр-нефти, изготовляется по ТУ 39-1105-86 в опытном производственном объединении «Карпатнефтемаш» и предназначен для очистки обсадных колонн диаметром 140, 146 и 168 мм.

Рис. 6.18. Скребки гидромеханического действия

а-скребок СМГ-1

б-скребок СМГ-2

Скребок СГМ-2 (см. рис. 6.18, б) прост в изготовлении, сборке и обслуживании. От СГМ-1 он отличается тем, что режущие плашки размещены в каждом ярусе без зазора на самоуплотняющихся манжетах.

Скребок состоит из корпуса 4 с перфорационными отверстиями, против которых между ограничительными обоймами 1 размещены самоуплотняющиеся манжеты 3 с кожухом 2 и режущими плашками 7 в кольцевых пружинах 6.

Лезвия плашек могут быть выполнены к оси скребка как наклонно, так и перпендикулярно, при этом плашки монтируются с наклоном лезвий по винтовой спирали в одном направлении одного яруса и в противоположном направлении другого яруса, а также в противоположном с периодическим чередованием в каждом ярусе.

Смещение плашек верхнего яруса по оси относительно нижнего на 1/2 их ширины обеспечивает надежную и качественную очистку за два-три прохода.

По окончании операции очистки колонны давление в скребке снимают, плашки 7 под действием пружин б возвращаются в исходное (транспортное) положение и инструмент извлекают на поверхность.

6.4.7 КОНСТРУКЦИЯ И ПРИНЦИП РАБОТЫ СРЕДСТВ ДЛЯ СПУСКА И УСТАНОВКИ ПЛАСТЫРЕЙ В ОБСАДНЫХ КОЛОННАХ

Разработка способов ремонта обсадных колонн с помощью металлической продольно-гофрированной трубы, спускаемой в скважину до места повреждения и расширяемой там до плотного контакта со стенками обсадных колонн, была начата в США в 1959-1962 гг. Американскими специалистами предложены различные устройства для расширения гофрированных труб в скважине, среди них: использующие энергию взрыва; включающие в конструкцию эластичный резиновый баллон, расширяющийся под воздействием внутреннего давления; основанные на протаскивании через трубы расширяющей металлической оправки.

Ряд устройств, используемых для расширения гофрированного патрубка, спускают в скважину на трубах, тросе или каротажном кабеле.

Для протаскивания металлической расширяющей оправки предложены устройства с использованием силы гидравлических цилиндров, талевой системы буровых установок, электроэнергии, энергии сжатого газа, образующегося непосредственно в них в результате химических реакций.

Для заполнения неровностей между стенками обсадной колонны и пластырем с целью герметизации, а также для изоляции обсадных колонн от металла пластыря во избежание возникновения электролитической коррозии гофрированную трубу перед спуском в скважину обматывают снаружи стекло- тканью, пропитанной эпоксидной смолой. Гофрированные патрубки изготовляют из труб с толщиной стенки 1,65 мм для НКТ диаметром 70 мм и с толщиной стенки 3,125 мм -- для всех остальных размеров обсадных труб, при этом уменьшение внутреннего диаметра составляет соответственно 4,3 и 7,6 мм с учетом толщины стеклопластика. Степень восстановления прочности обсадных колонн зависит от размеров повреждения. При установке пластыря на перфорированный участок и изоляции отверстия диаметром до 25 мм прочность обсадной колонны при воздействии внутреннего и внешнего давления восстанавливается полностью. Этот способ успешно используют при ремонте обсадных колонн на глубине до 4000 м и с температурой в зоне установки пластыря до 115° С.

Широкое промышленное применение на промыслах и при бурении скважин в США получили способ и устройство для ремонта обсадных колонн, разработанные специалистами фирмы «Пан-Америкен петролеум корпорейшн».

Основными частями устройства являются пружинная расширяющаяся головка и двойной силовой цилиндр с гидравлическим якорем, между которыми перемещается металлическая гофрированная труба. Устройство спускают в скважину на НКТ или бурильных трубах, внутри силовых цилиндров создают давление в пределах 15-20 МПа, и силовые цилиндры протаскивают расширяющую головку через гофрированную трубу. Ход цилиндров равен 1,5 м, поэтому расширение ведется ступенями.

После первого хода цилиндров дальнейшую протяжку расширяющей головки можно выполнить с помощью талевой системы, когда усилия протяжки, равные в среднем 140-160 кН, но достигающие иногда 250 кН, будут действовать на обсадную колонну.

Ведущими американскими фирмами по производству устройств для спуска и установки стальных гофрированных пластырей в обсадных колоннах являются «Лайенс» и «Хомко».

К недостаткам устройств фирмы «Лайенс» (рис. 6.19) необходимо отнести возможность порыва трубчатого эластичного баллона при его расширении, неплотное прилегание пластыря до необходимого контакта с поверхностью ремонтируемого участка обсадной колонны, отсутствие технологической возможности изготовления трубчатого баллона достаточной длины (5 м и более). Технология установки пластыря этим устройством включает калибровку пластыря роликовой или какой-либо другой оправкой с дополнительной спуско-подъемной операцией в скважине.



Рис. 6.19. Устройство для установки пластырей в обсадной колонне фирмы «Лайнес»

Устройства фирмы «Лайенс» можно использовать также как гидравлическую печать для определения характера, формы и размеров дефекта обсадной колонны. С этой целью на наружную поверхность трубчатого эластичного баллона наклеивают оттискной слой (3-4 мм) из материала, обладающего деформацией и пластичностью (сырая резина).

К недостаткам устройств фирмы «Хомко» (рис. 6.20) относится то, что для каждой толщины стенки ремонтируемого участка обсадной колонны предусмотрены индивидуальный пластырь по периметру поперечного сечения и своя пружинная цанга с калибрующими (дожимными) плечиками. После выхода цанги из зацепления с конусным пуансоном не обеспечивается возврат калибрующих плечиков в исходное (транспортное) положение без подъема устройства на поверхность. В результате исключается возможность повторных проходов головкой в целях усиления контактного сопряжения пластыря с поверхностью обсадной колонны.

Недостатком применяемого фирмами «Лайенс» и «Хомко» пластыря является то, что используемая в качестве герметика стеклоткань с пропиткой на основе эпоксидной смолы не обеспечивает качественной прослойки между пластырем и обсадной колонной. Это обусловлено тем, что эпоксидная смола в готовом для нанесении на пластырь виде обладает «жизнеспособностью» в пределах 24 ч., а затем твердеет, становится хрупкой и не может заполнить раковины и поры в обсадной трубе. Кроме того, при спуске пластыря в скважину раствор эпоксидной смолы стекает с пластыря. Все это снижает качество ремонта скважин.

Для ремонта обсадных колонн диаметром 146 и 168 мм стальными пластырями разработаны (ТУ 39-01-08-466-79) устройства ДОРН-1 (Д-146-1 и Д-168-1), позволяющие транспортировать и устанавливать пластырь на участке дефекта обсадной колонны.

ДОРНы являются основными элементами в комплексе устройств для ремонта обсадных колонн пластырями.

Устройство ДОРН-1 (рис. 6.21 а, б, в) состоит из гидравлической дорнирующей головки, полой связующей штанги, силовых гидравлических цилиндров и циркуляционных клапанов. Упор пластыря обеспечивается в устройстве ДОРН. Пластырь расширяют дорнирующей головкой снизу вверх с предварительной запрессовкой заданного отреза силовыми цилиндрами.

Принцип работы устройства Д-146-1 (Д-168-1) заключается в следующем.

Рис. 6.20. Устройство для установки пластырей в пластырей в обсадных колоннах фирмы «Хомко»:

а-общий вид устройства; б-механическая цанговая дорнирующая головка с гладким конусом; в-механическая цанговая дорнирующая головка с профильным конусом;

1-головка; 2-аварийный отворот; 3-пластырь; 4-штанга; 5-упор; 6-силовой цилиндр; 7-якорь; 8-сливной клапан; 9-пружинный управляющий орган сливного клапана.



Рис. 6.21. Устройство типа ДОРН для тарнспортировки и установки пластырей в обсадных колоннах:

а-модификация Д-1 первого исполнения: 1-упор; 2-пластырь; 3-конус; 4-разделительная камера; 5-манжета; 6-калибрующие секторы; 7-штанга; 8-силовой телескопический гидравлический цилиндр; 9-обратный клапан;

б-модификация Д-1 второго исполнения: 1-упор; 2-пластырь; 3-конус; 4- калибрующие секторы; 5-манжета; 6-штанга; 7- силовой гидравлический цилиндр; 8- обратный клапан;

в-модификация Д-1 третьего исполнения: 1-сливной клапан; 2-заливной клапан; 3- силовой гидравлический цилиндр; 4- пластырь; 5-штанга; 6-гидравлическая дорнирующая головка;

г-модификация Д-2: 1-циркуляционный клапан; 2-гидравлический якорь; 3-пластырь; 4-гидравлическая дорнирующаяголовка

Устройство в сборе с пластырем, расположенным между дорнирующей головкой и упором, спускают в скважину с ориентацией середины пластыря против дефекта ремонтируемого участка обсадной колонны. Затем в системе создают избыточное гидравлическое давление, обеспечивающее необходимые радиальные усилия на подвижные калибрующие секторы дорнирующей головки и осевые усилия на поршни в силовых цилиндрах.

На первом этапе заданный отрезок пластыря запрессовывают в стенку обсадной колонны протягиванием лорнирующей головки за счет осевых усилий под действием гидравлического давления на поршни силовых цилиндров, с которыми посредством полых штанг соединена головка.

Предварительное выпрямление пластыря осуществляется конусным пуансоном, а окончательная запрессовка к стенке обсадной колонны до контакта, обеспечивающего удерживающую силу сцепления, -- подвижными калибрующими секторами головки, причем радиальные усилия на секторы создаются в момент захода их в пластырь.

Второй этап запрессовки пластыря на всей оставшейся длине осуществляется подъемом устройства с помощью талевой системы при сохранении давления в дорнирующей головке, после прохода которой через пластырь снимают давление в системе и устройство поднимают на поверхность.

Заполнение жидкостью устройства и труб при спуске и слив ее при подъеме происходит через обратный и срезной клапаны циркуляционной системы. Отверстия сливного клапана открываются при смещении вниз втулки клапана от удара стержнем по крестовине. Стержень спускают по трубам перед подъемом устройства на поверхность.

К недостаткам ДОРН-1 относятся громоздкость, большая металлоемкость, высокая трудоемкость и сложность сборки и эксплуатации, зависимость между собой осевых и радиальных нагрузок при установке пластыря на первом этапе.

Другим устройством, разработанным В. А. Юрьевым, является ДОРН-2 (рис. 6.21, г). Здесь упор пластыря обеспечивается на обсадную колонну через якорь устройства, а установку пластыря осуществляют протяжкой дорнирующей головки при подъеме инструмента снизу вверх без разрыва во времени между этапами предварительной и окончательной запрессовки.

Это устройство значительно меньше по длине и массе, менее трудоемко в изготовлении, несложно в эксплуатации и сборке, исключает взаимозависимость осевых и радиальных нагрузок при установке пластыря.

Принцип ДОРН-2 заключается в следующем.

После спуска пластыря в зону ремонтируемого участка обсадной колонны в устройстве создается избыточное гидравлическое давление, которое через самоуплотняющуюся эластичную диафрагму обеспечивает радиальные усилия на подвижные калибрующие секторы дорнирующей головки.

Одновременно через диафрагму якоря создается давление на плашки якоря, которые, радиально перемещаясь, контактируют со стенками обсадной колонны.

Первый этап установки пластыря в ремонтируемом участке обсадной колонны осуществляется подъемом инструмента при протягивании дорнирующей головки через пластырь. При этом якорь остается на месте, удерживая пластырь от осевого смещения при его запрессовке. Освобождается якорь от обсадной колонны снятием давления на плашки при перетоке жидкости из напорной камеры в разгрузочную (или за пределы устройства в отверстие) по пазам перемещающейся вверх полой штанги, изолируя каналы в ней от напорной камеры и сохраняя давление в дорнирующей головке.

Таким образом, в процессе подъема устройства после первого этапа запрессовки пластыря якорь автоматически отключается от стенок колонны и без разрыва во времени продолжается второй этап запрессовки пластыря по всей его длине.

После прохода дорнирующей головки через пластырь снимают давление в системе и устройство поднимают на поверхность.

Для повышения надежности предварительного сцепления пластыря с обсадной колонной в ДОРН-2 предусмотрено повторение первого (предварительного) этапа запрессовки пластыря без снятия его с упора. В таком случае подъем инструмента останавливают после протяжки дорнирующей головки на длине 1300 мм, т. е. на 200 мм меньше полного хода (1500 мм) предварительной запрессовки, что необходимо для сохранения давления на плашки якоря.

После остановки подъема инструмента давление в системе снимают и инструмент опускают в исходное (первоначальное) положение. Затем создают давление и производят протяжку дорнирующей головки по всей длине пластыря. Якорь в этом случае отключают (устанавливают в транспортное положение) после прохода головкой 1500 мм.

Недостатком ДОРН-2 является то, что под действием радиальных усилий в местах контакта плашек якоря не исключается возможность повреждения стенок обсадной колонны.

В целях повышения надежности работы, а следовательно, и качества ремонта скважин устройства для установки пластырей постоянно совершенствовались.

Так, компоновка узлов ДОРН-1 имеет три варианта. В первом варианте (см. 6.21, а) силовые цилиндры с гидравлической дорнирующей головкой располагались под пластырем, а циркуляционные клапаны с упором -- над ним. Гидравлическая головка имела свою разделительную камеру с поршнем, а силовые цилиндры были выполнены по телескопической схеме. Во втором варианте (см. рис. 6.21,6) была аннулирована разъединительная камера, а телескопическая схема силовых цилиндров заменена двумя последовательно расположенными и синхронно действующими силовыми цилиндрами. Недостатком такой компоновки является то, что в момент заклинивания головки с пластырем в обсадной колонне в скважине оставалось в основном все устройство, и как следствие, осложнялась ликвидация аварии. Кроме того, отсутствовала возможность спускать пластырь до забоя на длину силовых цилиндров. ДОРН-1 в первом и втором вариантах не обеспечивал достаточных осевых усилий для предварительного расширения и предварительного сцепления пластыря со стенками обсадной колонны на первом этапе запрессовки пластыря.

...