 |
Самостоятельная работа №10.
|
|
|
|
Тема: «Сборка, подготовка к спуску. Спуск- подъем и разборка УЭЦН»
Цель работы: Изучить сборку, подготовку к спуску, спуск- подъём и разборку УЭЦН.
Подготовка скважины к спуску УЭЦН производится в соответствии с планом работ, утвержденным зам.главного инженера НГДУ.
Глушение скважины осуществляется по инструкции, утверждённой главным инженером НГДУ. При этом содержание механических примесей в растворе глушения не должно превышать 100 мг/л. Промывка скважины до искусственного забоя производится в случаях, когда:
- УЭЦН спускается в. скважину после бурения;
- забой засорен песком так, что глубина текущего зумпфа менее 10 метров;
- скважина обрабатывалась агрессивными жидкостями (после обработок призабойной зоны различными составами);
- после выполнения работ по райбированию и скреперованию эксплуатационной колонны.
Промывка производится до искусственного забоя (жёсткая посадка пера на забой), содержание КВЧ в растворе не должно превышать 100 мг/л.
После промывки производится контрольная отбивка забоя - и отбор пробы на содержание КВЧ.
Шаблонирование эксплуатационной колонны перед спуском УЭЦН производится:
- в скважинах, выходящих из бурения или из капитального ремонта, связанного с ремонтом эксплуатационной колонны;
- при переводе скважины на эксплуатацию с помощью УЭЦН (с другого способа эксплуатации);
- при смене УЭЦН на типоразмер большего диаметра;
- при увеличении глубины спуска УЭЦН;
- в случаях обнаруженного механического повреждения кабеля и затяжках при спуско-подъёмных операциях.
Глубина спуска шаблона должна быть ниже места размещения УЭЦН не менее чем на 50 метров.
Длина шаблона должна быть не меньше длины установки ЭЦН, но не менее 16 метров.
Диаметр шаблона определяется размерами эксплуатационной колонны и установки.
В случаях непрохождения шаблона либо при затяжках производится райбирование эксплуатационной колонны с последующим шаблонированием.
Представитель ЦБПО ЭПУ вправе требовать у бригады перед монтажом установки подтверждения факта промывки скважины или шаблонирования эксплуатационной колонны (запись в вахтовом журнале, картограмму).
|
|
|
Спуск установки производится со скоростью не выше 0,25м/сек (при средней длине трубы 8 м время ее спуска составит ~ 35 с), а при прохождении УЭЦН через отмеченные в плане работ участки кривизны с темпом набора более 30¢ на 10 м, скорость не должна быть выше 0,1 м/с (или одна НКТ примерно за 1,5 мин). В процессе спуска установки, необходимо периодически проверять центровку подъемника относительно устья, запрещается спуск УЭЦН с не отцентрированного подъемника. Скорость спуска установки должна фиксироваться непрерывно до конца спуска. При спуске установки обязательно выполнение следующих операций:
- зачистка металлической щеткой и смазка резьб НКТ графитовой смазкой
- зачистка внутреннего диаметра каждой трубы (при использовании ремонтных и повторно используемых труб);
- замер длины каждой трубы с записью меры НКТ;
- очистка наружной поверхности НКТ от песка и парафина.
При спуске УЭЦН в скважину недопустимо проворачивание установки и колонны подвески. Во избежание этого крюко-блок подъемника должен быть застопорен от вращения.
В процессе спуска недопустимы рывки кабеля или его натяжка, кабель от автонаматывателя до устья должен находиться в постоянно провисшем состоянии под собственным весом, но при этом не допускается волочение кабеля по земле. Запрещается спуск УЭЦН при неисправном автонаматывателе.
Кабель, пропущенный через ролик, при спуско-подъемных операциях не должен касаться элементов конструкции грузоподъемных механизмов.
|
|
|
Окончательное решение о подъеме УЭЦН принимает старший инженер ЦДНГ на основании данных паспорта установки, заполненного представителями ЦДНГ и ЦБПО ЭПУ с указанием причины остановки. Остановка скважины по ГТМ производится только по согласованию с главным геологом и главным инженером НГДУ.
2. Глушение скважины и подъем УЭЦН бригада ПКРС производит в соответствии с планом работ. При ремонте связаном с отсутствием подачи или негерметичностью НКТ глушение производить обратной промывкой (через ЭЦН), ломик для открытия сбивного клапана сбрасывать в НКТ только после появления жидкости в трубах - на этом уровне и необходимо искать негерметичность.
3. Бригада ПКРС производит проверку изоляции кабеля до разбора устья, после разбора и через каждые 300 метров подъема НКТ, с отметкой об этом в паспорте УЭЦН.
4. При подъеме бригада ПКРС отмечает все случаи повреждений либо прогаров кабеля, повязывая эти места полосками ветоши. Отметки об этом делаются в эксплуатационном паспорте УЭЦН.
5. При появлении сбивного клапана бригада должна прекратить подъем. Дальнейшие операции только в присутствии представителя ЦБПО ЭПУ или комиссии.
6. При остановке из-за отсутствия подачи необходимо произвести прокрутку (запуск) УЭЦН на устье. Для этого после появления ловильной головки ЭЦН необходимо долить скважину до устья, запустить УЭЦН и убедиться в наличии либо отсутствии подачи. Если подача есть- ввернуть в ловильную головку заглушку с манометром, вновь запустить УЭЦН и проверить развиваемое им давление. Результаты прокрутки записать в паспорт установки.
7. Демонтаж производитcя по принятой в ЮНГ технологии при любой погоде, позволяющей выполнение спуско-подъемных операций. Демонтажи УЭЦН отработавших меньше 30 суток (подконтрольных установок) производятся только в первую смену (с 8 до 20 часов), а требования к погодным условиям такие же как и при монтаже УЭЦН.
8. Остальные организационные требования в соответствии с разделом V настоящего регламента.
Вывод: Я изучил сборку, подготовку к спуску, спуск- подъём и разборку УЭЦН.
Самостоятельная работа №11.
Тема: «Технология капитального ремонта скважин».
|
|
|
Цель работы: Изучить технологию капитального ремонта скважин.
Капитальный ремонт скважин проводится в соответствии с планом-заказом и в указанной последовательности
Капитальный ремонт скважин предполагает обследование и исследование скважин.
Обследование скважины - это работы по определению глубины забоя, состояния эксплуатационной колонны, местонахождения и состояния аварийного подземного оборудования и др.
Исследование скважин - комплекс работ по: установлению интенсивности притока жидкости из пласта в скважину; определению места поступления воды, притока жидкостей и газов через нарушения в эксплуатационной колонне; отбору глубинных проб нефти; измерению давлений и температур по стволу скважины, глубины и колебаний уровней; контролю за техническим состоянием обсадной колонны и цементного кольца и др.
Обследование скважины с помощью печатей (плоских, конусных и универсальных) начинают с проверки состояния эксплуатационной колонны, оставшейся в скважине НКТ, насосов, штанг и других предметов.
Печать представляет собой металлический корпус, покрытый свинцовой оболочкой толщиной 8-10 мм, меньше диаметра колонны на 10-12 мм. Вместо свинцовой оболочки иногда используют сплав АС, состоящий из 98 % алюминия и 2 % сурьмы - для универсальной печати.
Печать спускают на трубах, НКТ или бурильных трубах и по отпечатку на печати судят о состоянии верхнего конца аварийного оборудования, а также о состоянии стенки эксплуатационной колонны на участке нарушений, смятий, трещин и т.п.
Однако наличие дефектов в резьбе, продольных трещин в колонне печатью обнаружить невозможно. Для этого необходимо провести опрессовку колонны, которая проводится после установки пакера.
К числу работ капитального ремонта относятся работы по созданию каналов связи ствола скважины с пластом. Для этого применяют перфорацию (кумулятивную, пулевую, торпедную) обсадных колонн, а также гидропескоструйную.
Кумулятивный перфоратор. Кумулятивный заряд представляет собой шашку взрывчатого вещества, имеющую выемку, расположенную со стороны, противоположной месту детонации взрыва. Газы, образующиеся при взрыве такого заряда, движутся от поверхности выемки и встречаются на оси заряда, образуя мощную струю. Встречая на своем пути какую-либо преграду, эта струя выбивает в ней лунку глубиной, приблизительно равной диаметру заряда (рис. 9.28, а). Если выемку в кумулятивном заряде облицевать тонким слоем металла и поместить заряд на некотором расстоянии от преграды, то пробивное действие кумулятивного заряда резко усилится (рис. 9.28, б).
|
|
|
Образующаяся при взрыве кумулятивного заряда металлическая струя движется по оси заряда с большой скоростью, достигающей 8000 м/с. При встрече с преградой она создает давление до 30 000 МН/м2, чем и достигается ее большая пробивная сила.
Кумулятивные перфораторы применяются корпусные и бескорпусные. Корпусные перфораторы имеют герметически закрытый корпус, в котором помещаются группы зарядов. Такие перфораторы, так же как пулевые и снарядные, могут быть использованы многократно. В бескорпусных перфораторах каждый заряд закупоривается отдельно в индивидуальную герметическую оболочку, разрушающуюся при взрыве.
В кумулятивных перфораторах обеих конструкций заряды взрываются при помощи детонирующего шнура, а шнур в свою очередь взрывается от электродетонатора, присоединенного к кабелю, на котором перфоратор опускают в скважину.
Кумулятивный перфоратор собирается в гирлянду общей длиной до 10 м с числом зарядов до ста и более.
Пулевой перфоратор бывает селективный (выстрелы пулей проводятся поочередно) и залповый (одновременные выстрелы из группы стволов) Применяют пули диаметром 11-12,7 мм. Диаметр перфоратора 65, 80, 98 мм.
Торпедный перфоратор отличается от пулевого тем, что заряжается не пулями, а снарядами замедленного действия. Снаряд торпедного перфоратора, пробив колонну и цементное кольцо, проникает на некоторую глубину в пласт и здесь разрывается, в результате чего в призабойной зоне скважины создаются каверны и трещины. На промыслах применяются торпедные перфораторы Колодяжного ТПК-22 и ТПК-32 (с диаметром снарядов 22 и 32 мм).
При выборе способа перфорации руководствуются следующими положениями. Пули и снаряды, пробивая обсадную колонну, сильно деформируют ее и вызывают образование трещин в колонне и цементном камне.
Кумулятивная перфорация характеризуется большой пробивной способностью в твердых и плотных преградах и не вызывает повреждений обсадных колонн и цементного кольца. Поэтому кумулятивную перфорацию целесообразно применять при твердых породах, снарядную - при относительно плотных и малопроницаемых породах, а пулевую перфорацию при неплотных породах и слабосцементированных песчаниках.
|
|
|
Торпедирование - взрывание зарядов взрывчатого вещества в скважинах для очистки призабойной зоны от посторонних предметов и улучшения притока нефти или газа на забое скважины.
Дефекты в эксплуатационной колонне обычно ликвидируют путем спуска дополнительной колонны в случае:
невозможности ликвидации дефекта путем цементирования;
наличия нескольких дефектов на разных глубинах;
возможности спуска дополнительной обсадной колонны ниже места слома основной эксплуатационной колонны.
Дополнительные колонны спускают внутрь основной обсадной колонны с установок ее башмака ниже дефекта (выше эксплуатационного объекта или на забое). Иногда спускаемая колонна является промежуточной, т.е. перекрывает только интервал ствола с дефектом. Дополнительная колонна спускается в скважину с пакером или с последующим ее цементированием.
Если по техническим причинам не удается восстановить ствол скважины до забоя, то проводят операции по зарезке и бурению второго ствола, которые заключаются в следующем:
обследование состояния скважины;
цементирование колонны и устанавление отклонителя на нужной глубине;
вскрывание окна в обсадной колонне;
забуривание второго ствола (до нужной глубины);
проведение комплекса электрометрических работ;
спускание колонны с последующим цементированием и опрессовкой;
перфорирование колонны в зоне продуктивного горизонта.
Отклонитель - инструмент в виде плоского или желобообразного клина, спускаемый в скважину на бурильных трубах или кабеле. Предназначен для обеспечения необходимого отклонения райберов при вскрытии окна в колонне и бурового инструмента при бурении второго ствола.
Райбер-фрезер скоростного резания типа РПМ предназначен для вскрытия окна в колоннах диаметром 146-273 мм. Вскрытие окна производят роторным способом последовательно набором трех райберов. После вскрытия окна бурение второго ствола проводят обычным порядком.
Все скважины, пробуренные для разведки и разработки месторождений нефти и газа, при ликвидации и списании затрат делятся на шесть категорий:
1. Поисковые и разведочные скважины (а также опорные и параметрические), выполнившие свое назначение и оказавшиеся сухими или водяными, не доведенными до проектной отметки, а также скважины с притоком нефти или газа промышленного значения.
2. Эксплуатационные скважины, оказавшиеся сухими или водяными, а также оценочные, выполнившие свое назначение.
3. Скважины, подлежащие ликвидации по техническим причинам вследствие некачественной проводки, аварии в процессе бурения, испытания и эксплуатации, а также скважины, пробуренные для глушения открытых фонтанов.
4. Скважины основных фондов предприятия,.после обводнения сверх предела по проекту разработки, снижения дебитов нефти и газа до предела рентабельности, при прекращении приемистости нагнетательных скважин.
5. Скважины в запретных зонах (полигоны, промышленные предприятия, населенные пункты), скважины, ликвидируемые после стихийных бедствий (землетрясения, оползни и т.д.) или вследствие причин геологического характера.
6. Законсервированные скважины в ожидании организации промысла (свыше 10 лет); скважины, использование которых невозможно из-за несоответствия условиям эксплуатации -конструкции, диаметра и коррозиестойкости обсадной колонны и ее цементирования.
На каждую скважину, подлежащую ликвидации, должен быть составлен план проведения работ по оборудованию устья и ствола скважины, согласованный с территориальным округом Госгортехнадзора, а также военизированной частью (отрядом) по предупреждению и ликвидации газовых и нефтяных фонтанов и утвержденный руководством объединения.
В ликвидируемых скважинах в определенном порядке должны быть установлены цементные мосты и надлежащим образом оборудовано устье скважины. Основой ликвидации является заполнение ствола скважины землей или жидкостью плотностью, позволяющей создать на забое давление на 15 % более пластового (при отсутствии поглощения). Места расположения цементных мостов высотой 50-100 м определяются в зависимости от причин ликвидации скважины и отражаются в соответствующих инструкциях.
При ликвидации скважин, в которых вскрыты нефтегазоводопроявляющие пласты не разрешается демонтировать колонные головки.
При этом заглушки должны быть рассчитаны на давление опрессовки колонны.
После завершения работ по ликвидации скважины геологическая служба организацииисполнителя обязана составить справку, в которой должны быть отражены фактическое положение цементных мостов и результаты их испытаний, параметры жидкости в стволе, оборудование устья скважины, наличие и состав незамерзающей жидкости в приустьевой части ствола скважины (где это необходимо).
Ремонтно-изоляционные работы при капитальном ремонте скважин проводят для перекрытия путей движения посторонних вод к эксплуатационному объекту. При эксплуатации нефтяных месторождений посторонняя вода может поступать в период освоения скважины или в процессе эксплуатации.
Причиной прорыва посторонних вод являются:
некачественное цементирование обсадной колонны в процессе бурения;
разрушение цементного кольца в затрубном пространстве или цементного стакана на забое скважины;
наличие в теле колонны слома, трещин, раковин;
наличие соседней обводненной скважины.
При капитальном ремонте исправляют повреждения обсадных колонн и изолируют пути движения в скважину верхних, нижних, подошвенных и пластовых вод.
Изоляцию верхней воды, поступающей через нарушение обсадной колонны, проводят:
заливкой цементным раствором на водной основе через нарушение в колонне под давлением с последующим разбуриванием цементного кольца;
заливкой цементным раствором с последующим вымыванием его излишков;
спуском дополнительной колонны и ее цементированием;
спуском специальных пакеров.
Изоляцию верхней воды, поступающей через отверстия фильтра, осуществляют:
заливкой цементным раствором через отверстие фильтра с последующим разбуриванием цементного кольца или вымыванием излишков цементного раствора;
заливкой нефтецементным раствором через отверстия фильтра с последующим вымыванием излишков раствора.
Для изоляции верхних вод через нарушение в колонне закачивают под давлением цементный раствор. Предварительно отверстия фильтра затрамбовывают песком и, если необходимо, создают цементный стакан под насыпной пробкой ниже дефекта в колонне.
После затвердения раствора колонну испытывают на герметичность опрессовкой, а затем разбуривают цементный стакан и песчаную пробку с промывкой скважины до забоя.
При наличии в колонне нескольких дефектов ремонт их проводят в таком же порядке, начиная сверху.
Верхнюю воду, поступающую через отверстия фильтра, изолируют закачкой нефтецементного раствора. Изоляцию нижних вод проводят созданием нового цементного стакана разбуриванием до прежнего забоя и последующей промывкой. Процесс цементирования осуществляют способом "сифона" с помощью желонки (в неглубоких скважинах) или заливочного агрегата (в глубоких скважинах). При этом раствор подается небольшими порциями без давления.
Технология проведения изоляции подошвенных вод аналогична технологии при изоляции нижних вод. Цементирование проводят нефтенасыщенным раствором, а раствор нагнетается под давлением. Иногда перед этим предварительно производят гидравлический разрыв пласта.
Для перекрытия доступа воды из одной скважины в другую проводят цементирование обводненной скважины под давлением через отверстия фильтра водо- или нефтецементным раствором. В процессе цементирования и затвердения цемента необходимо провести испытания обеих скважин на закрытие вод опрессовкой или при максимально возможном снижении уровня раствора в колонне.
Цементирование под давлением через отверстие в фильтре или через дефект в колонне проводится с целью продавлива-ния цементного раствора. Изоляция будет более эффективной,
чем выше давление и чем медленнее будет проводиться продавка цементного раствора.
Используются основные технологии:
1. Цементирование под давлением через трубы с последующим разбуриванием цементного стакана. Спущенные трубы устанавливаются на 5-10 м выше места ввода цементного раствора. Цемент ниже конца заливочных труб после твердения разбуривается.
2. Цементирование под давлением через заливочные трубы с вымыванием излишнего цементного раствора. После продавки цементного раствора производится наращивание колонны заливочных труб для вымывания цементного раствора из зоны его ввода.
3. Комбинированный способ цементирования при необходимости оставлять скважину под давлением до конца схватывания цемента. При этом нижний конец заливочных труб устанавливается в пределах нижних отверстий фильтра. После вытеснения цементного раствора из заливочных труб последние поднимаются выше уровня раствора, устье скважины герметизируется, цементный раствор продавливается жидкостью, закачиваемой в трубы или одновременно в трубы и в кольцевое пространство. Затем скважина оставляется герметически закрытой под давлением до конца затвердения цемента.
Цементирование без давления производится для создания нового цементного забоя, цементного стакана или перекрытия нижней части фильтра.
Цементирование с помощью заливочного агрегата осуществляется путем спуска заливочных труб, нижний конец которых устанавливается у нижней границы предполагаемого цементного стакана. Через заливочную головку закачивается расчетное количество цементного раствора, который вытесняется в кольцевое пространство до выравнивания столба в трубах и кольцевом пространстве. Затем трубы поднимаются на высоту цементного стакана, а излишний цементный раствор вымывается способом обратной промывки.
Цементирование по способу "сифона" проходит по следующей технологии. В скважину спускается колонна заливочных труб и через вертлюг промывается водой для полного заполнения ствола. Нижний конец заливочных труб устанавливается у нижней кромки цементного стакана. На верхний конец заливочных труб монтируются воронка с сеткой, через которую подается цементный раствор, после чего через вертлюг закачивается вода. Движение жидкости происходит до равновесия столбов цементного раствора в трубах и кольцевом простран стве. Затем заливочные трубы поднимаются на высоту цементного стакана, а излишний цементный раствор вымывается способом прямой промывки.
Цементирование с помощью желонки применяют в скважинах глубиной до 800-900 м. При этом цементный раствор небольшими порциями подается на забой специальной желонкой.
В процессе цементирования можно использовать пакеры, как извлекаемые, так и неизвлекаемые.
Применение пакеров имеет ряд преимуществ:
на участок обсадной колонны от пакера до устья не передается высокое давление в заливочных трубах в процессе продавливания цементного раствора;
возможно цементирование под давлением при негерметичности верхней части обсадной колонны;
исключается возможность попадания цементного раствора в затрубное пространство.
После окончания цементировочных работ обычно проводятся испытания обсадной колонны на герметичность. При испытании колонны на герметичность способом опрессовки устье скважины оборудуется опрессовочной головкой и манометром. Жидкость нагнетается в колонну с плавным увеличением давления. Давление на устье скважины должно на 20 % превышать ожидаемое максимальное устьевое давление, но не менее 8—10 МПа (для колонн 168—140 мм). Возможна опрессовка отдельных участков колонны с помощью пакера. Проверка на герметичность заключается в том, что после замены глинистого раствора на воду не должно происходить перелива жидкости или выделения газа, а также в течение 30 мин давление не должно снижаться более чем на 0,5 (при давлении выше 7,0 МПа) или 0,3 МПа (при давлении 7,0 МПа).
При испытании колонны на герметичность способом снижения уровня с помощью компрессора и откачки жидкости добиваются, чтобы остающийся в скважине столб жидкости был на высоте на 20 % менее столба при вызове притока в процессе опробования. В скважинах, пробуренных глинистым раствором с плотностью не более 1,4 г/см3, проверка на герметичность заключается в замене этого раствора на воду. При этом в течение часа не должно быть перелива или выделения газа.
Испытания колонны на герметичность оформляются специальным актом.
При капитальном ремонте скважин для транспортировки и приготовления цементного раствора используется цементосмесительная машина СМ-4М на базе автомобиля ЗИЛ-131А. Эта машина имеет вместимость бункера 3,2 м3 и обеспечивает по раствору плотностью 1,7-2,0 г/см3 подачу 0,4-0,6 м3/мин. В состав СМ-4М входят редуктор, бункер со шнеком, смесительное устройство, система контроля и регулирования. Редуктор (одноступенчатый) соединен с коробкой отбора мощности автомобиля. Шнек представляет собой винт, а валом шнека служит труба 114х6 мм. Смесительное устройство - гидроэлеватор в виде приемной воронки с диффузором, переходящим в выкидную трубу с соплом.
Для проведения цементировочных работ (включая опрессовку) используются цементировочные агрегаты на базе автомобиля большой грузоподъемности.
К капитальному ремонту относятся и работы по устранению аварий, допущенных в процессе эксплуатации и ремонта.
Наиболее часто встречаются следующие аварии:
1. Аварии, связанные с трубами НКТ и бурильными трубами. К ним относятся:
а) прихват колонн НКТ и бурильных труб. Прихваты могут быть механического происхождения (прихват при смятии обсадной колонны, при большой деформации колонны по той или иной причине, при применении двух рядов труб и т.д.), в цементном растворе, при потере циркуляции (связанной с качеством бурового раствора);
б) "полет" (обрыв) насосно-компрессорных и бурильных труб. "Полет" НКТ может быть также со скважинным насосом и штангами, при этом верх штанговой колонны может остаться внутри колонны НКТ или же торчать наружу. При "полете" бурильных труб в скважине остается и бурильный инструмент.
2. Аварии, связанные со скважинными насосами, пакерами, якорями, забойными двигателями, приборами и др. К ним относятся:
а) прихват пакера, погружного насосного агрегата центробежного, винтового и диафрагменных насосов;
б) оставление в скважине погружного насосного агрегата с кабелем или без него;
в) оставление в скважине штангового насоса и штанг;
г) оставление в скважине насосных штанг вследствие обрыва;
д) оставление в скважине винтобуров, турбобуров и других элементов забойной компоновки;
е) оставление в скважине приборов, устройств для исследования скважин и пластов, геофизических приборов.
3. Аварии, связанные с кабелями, канатами, проволокой, гибкими трубами. К ним относятся:
а) оставление каротажного кабеля, в том числе кабеля погружных электронасосов;
б) оставление каната при работе желонкой или проведении других работ;
в) оставление проволоки;
г) оставление гибких труб.
4. Аварии, связанные с попаданием в скважину посторонних предметов - плашек, сухарей и т.д.
Практика показывает, что причин аварий может быть множество, но преобладающей является оплошность персонала.
Существуют простые правила, позволяющие существенно уменьшить риск возникновения аварий:
при спуске нестандартного оборудования или инструмента необходимо задать себе вопросы: можно ли извлечь этот инструмент при его возможном прихвате и оставлении? Какой инструмент для этого нужен и есть ли он в наличии?
Необходимо составлять эскизы с размерами на все оборудование и инструмент, особенно нестандартного и крупногабаритного.
Следует избегать холостых рейсов при спуске оборудования и инструмента, так как любой рейс увеличивает риск возникновения аварий.
При проведении ловильных работ необходимо на поверхности убедиться в работоспособности инструмента перед спуском в скважину. Недостаточная четкость в захватывании ловильного объекта инструментом значительно уменьшает успех его последующей работы в скважине.
Существующие современные технологии и инструменты позволяют ликвидировать практически любую аварию, однако стоимость работ может оказаться очень высокой и скважину целесообразнее ликвидировать.
Основными видами работ при устранении аварий в скважинах являются ловильные, фрезерные и вспомогательные.
В соответствии с видами аварий имеется набор скважинных устройств и инструмента: захватные устройства для бурильных и насосно-компрессорных труб; режущие устройства для очистки ствола скважинным фрезерованием; захватные устройства для извлечения скважинных двигателей, приборов, пакеров, долот и другого оборудования; захватные устройства для штанг, кабелей, канатов, проволоки и др.; вспомогательные устройства и инструмент.
Захватные устройства в первом случае предназначены для захвата и удержания прихваченных и аварийных (после обрыва) НКТ и бурильных труб. К захватным устройствам кабелей и канатов относятся удочки, ловители штанг, кабеля и др. По принципу работы захватные устройства для труб бывают врезные, плашечные и спиральные. К врезным инструментам относятся ловильные метчики и колокола, к плашечным - ловители и труболовки для НКТ, а к спиральным - труболовки и ловители.
Режущие инструменты - фрезеры забойные, кольцевые, комбинированные, райберы, труборезка и др. В некоторых случаях режущий инструмент комбинируется с захватным устройством (магнитным, плашечным и др.).
К вспомогательным инструментам относятся отклонители, фиксаторы муфт обсадных колонн, скважинные гидродомкраты, пауки, яссы, металлошламоуловители и др.
Рассмотрим более подробно захватные устройства для насосно-компрессорных труб.
Метчик (рис. 9.30, а) представляет собой ловильный инструмент врезного неосвобождающегося типа с захватом за внутреннюю поверхность. Для НКТ метчики выпускаются типов МЭУ (универсальный) и МЭС (специальный), а для бурильных труб - типов МБУ и МСЗ. Метчик типа МЭУ предназначен для ловли и извлечения НКТ, верхний конец которых заканчивается ниппелем и муфтой. Ловля осуществляется путем врезания во внутреннюю поверхность трубы. Метчик типа МЭС позволяет осуществлять ловлю НКТ, верхний конец которых оканчивается муфтой. Метчик типа МСЗ - это специальный метчик для бурильных труб с захватом путем ввинчивания в замковую резьбу.
Колокол типов К и КС (рис. 9.30, б) представляет собой ловильный инструмент врезного неосвобождающегося типа с захватом за наружную поверхность. Колокол типа КС (сквозной) предназначен для ловли труб, верхний конец которых поврежден (смят или сломан). При его применении поврежденный конец пропускается через колокол, и он зарезается за следующую муфту или замок.
Труболовки могут быть: для захвата за внутреннюю поверхность: их называют внутренними труболовками; для захвата за наружную поверхность: их называют наружными труболовками, ловителями или овершотами.
Труболовки могут быть освобождающиеся и неосвобождающиеся. Первые труболовки позволяют освободиться при необходимости от захваченной трубы.
Труболовки могут быть правые и левые. Правые труболовки предназначены для извлечения труб целиком, левые труболов-ки позволяют прикладывать крутящий момент на отворот и извлекать трубы по частям.
Труболовки могут быть с передачей крутящего момента захваченной колонне и без него.
Наружные труболовки обычно имеют узел уплотнения, позволяющий создать, кроме прочного, и герметичное соединение с захваченной колонной с целью ее промывки.
Выпускаются Труболовки типов ТВ и ТВМ. Это инструмент плашечного типа с захватом за внутреннюю поверхность, ТВ -неосвобождающаяся, ТВМ - освобождающаяся
Труболовки типа ТН - наружные труболовки: ТНЗ - с плашечным захватом, ТНОС -со спиральным или цанговым захватом. Спиральные труболовки более современные, так как обладают более прочным захватом вследствие более равномерного распределения нагрузки на корпус труболовки.
Аварии с гибкими трубами НКТ во многом похожи на аварии с кабелем, и их ликвидация является сложной задачей. Аварии с гибкими трубами происходят чаще всего из-за их обрыва по причине больших растягивающих напряжений. При этом гибкая колонна в скважине приобретает форму спирали, что затрудняет ее извлечение. В месте разрыва может быть образована шейка длиной до 100 мм. Залавливание гибких труб должно осуществляться специальным инструментом (овершотом), который обеспечивает минимальное сопротивление входящим трубам. Извлечение гибких труб возможно как целиком, так и по частям.
Вывод: Изучили технологию капитального ремонта скважин.
|
|
|
