Оборудование фонтанной скважины
Содержание
Оборудование фонтанной скважины
Глушение скважин
Виды скважин, способы добычи нефти и газа
Вскрытие пласта в процессе бурения
Практические действия бригады КРС при возникновении
газонефтепроявлений и открытых фонтанов
Причины возникновения газонефтепроявлений
Основные признаки газонефтепроявлений
Категории скважин по опасности возникновении газонефтепроявлений
Причины перехода газонефтепроявлений в открытые фонтаны
Доливная емкость и проведение СПО насосно-компрессорных труб
Спуск и подъем насосных штанг
Общий характер работ текущего ремонта скважин
Ремонт скважин, оборудованных штанговыми
скважинными насосами
Устьевое оборудование скважин, эксплуатируемых штанговыми насосными установками
Борьба с осложнениями при эксплуатации скважин штанговыми насосными установками
Смена ЭЦН
Подготовка к спуску и спуск ЭЦН
Способы ликвидации песчаных пробок в скважинах
Меры по предотвращению осложнений при промывке скважин от песчаных пробок
Талевая система
Вертлюги
Элеваторы
Спайдер
Штропы
Ключи
Механизация процессов СПО
Обсадные трубы. Элементы низа обсадной колонны
Насосно-компрессорные трубы, их назначение и маркировка. Эксплуатация
Насосные штанги. Эксплуатация
Инструменты для ловли и извлечения из скважин НКТ
Инструменты для ловли и извлечения из скважин
насосных штанг, тартального каната, желонки и мелких предметов
Фрезеры и райберы
Пакеры
Якоря
Капитальный ремонт скважин
Исследование скважин
Обследование и подготовка ствола скважины
Исправления дефектов в колонне
Разбуривание цементных пробок, очистка колонны от цементной корки
Ремонтно-изоляционные работы
Тампонирование под давлением через обсадную колонну
Установка цементного моста
Классификация пластовых вод
Изоляция отдельных обводненных интервалов пласта
Исправление негерметичности цементного кольца
Наращивание цементного кольца за колонной
Устранение негерметичности обсадных колонн
Тампонирование под давлением с остановками
Тампонирование под давлением с применением пакера
Установка стальных пластырей
Устранение негерметичности спуском дополнительной обсадной колонны меньшего диаметра
Замена поврежденной части колонны
Устранение негерметичности эксплуатационной колонны доворотом
Аварии, допущенные в процессе эксплуатации и ремонта скважин
Извлечение прихваченных труб
Извлечение труб прихваченных цементом
Ловильные работы с труболовками ТВМ – 1 и ТВМ – 2
Ловильные работы труболовками ТВ
Извлечение упавших труб
Извлечение погружного ЭЦН
Извлечение тартального каната, кабеля и проволоки
Чистка ствола скважины от посторонних предметов
Зарезка второго ствола
Режимы бурения
Промывочные жидкости и борьба с осложнениями
Контроль параметров промывочной жидкости
Борьба с поглощением промывочной жидкости
Борьба с обвалами
Борьба с прихватами инструмента
Цементирование колонны
Методы увеличения производительности скважин
Соляно - кислотные обработки скважин
Гидравлический разрыв пласта
Виброобработка призабойной зоны скважины
Тепловая обработка призабойной зоны скважины
Обработка призабойной зоны скважин поверхностно-активными веществами
Воздействие давлением пороховых газов
Крепление слабосцементированных пород в ПЗП
Освоение скважин
Регулирование работы фонтанирующей скважины
Методы перфорации и торпедирования скважин
Гидродинамические исследования
Геофизические исследования
Геофизические исследования в интервале объекта разработки
Контроль технического состояния добывающих скважин
Геофизические исследования при ремонте нагнетательных скважин
Оценка результатов проведенных работ
Консервация и расконсервация скважин
Ликвидация скважин
Ликвидация скважин без эксплуатационной колонны
Ликвидации скважин со спущенной эксплуатационной колонной
Список литературы
Глушение скважин
В целях предупреждения открытого фонтанирования перед производством текущего, капитального ремонта или освоения скважин следует создать противодавление на забой скважины (эксплуатируемый или вскрываемый пласт) с помощью задавочной жидкости. Задавочная жидкость должна обладать следующими свойствами:
Ø Иметь достаточный удельный вес для создания необходимого давления на забой;
Ø В случае эксплуатации скважины механизированным способом иметь содержание механических примесей не более 0,1 г/л, для насосов в износостойком исполнении - не более 0,5 г/л;
Ø Не иметь в своем составе растворенного газа.
Удельный вес задавочной жидкости рассчитывается по формуле: У = (Рпл + 0,1Рпл) 
10/Н, где Рпл – пластовое давление, кгс/см2, Н – расстояние от устья скважины до эксплуатационного пласта.
В качестве задавочной жидкости используют растворы технического хлористого натрия, хлористого кальция, хлористого магния и других солей, а так же инвертноэмульсионные, гидрофобные растворы (ИЭР, ГФР). Удельный вес и объем задавочной жидкости определяется конкретно для каждой скважины геологической службой.
Технология глушения скважин зависит от способа ее эксплуатации. Общие требования при закачке жидкости в скважину по техническим условиям давления на экс.колонну:
Ø D – 168мм допускается не более 10мПа;
Ø D – 146мм – не более 12мПа;
Ø D – 140мм – не более 15мПа.
Пред началом глушения нагнетательная линия должна быть опрессована на полуторакратное давление от ожидаемого рабочего. Башмак НКТ находится в непосредственной близости от интервала перфорации, поэтому жидкость замещается в скважине на глубину спуска НКТ. В случае, если лифт НКТ запарафинен или загидрачен и восстановить циркуляцию не удается, жидкость закачивается в затрубное пространство скважины на максимальной скорости ЦА – 320 по возможности непрерывно. При этом давление закачки не должно превышать максимально допустимого на экс.колонну.
Если приемистость скважины недостаточна и давление поднимается выше допустимого, для колонны следует производить порционную закачку жидкости с перерывами между циклами 15 – 30мин и стравливанием газа на факел перед закачкой очередной порции. В связи в выбросом части задавочной жидкости на факел при разрядке, объем ее берется 1,5-кратном объеме скважины. При интенсивном поглощении задавочной жидкости пластом первую порцию солевого раствора объемом 8 – 10-м3 добавляется 5% КНЦ.
Скважина считается заглушенной и подготовленной к ремонту, если при сообщении трубного и затрубного пространства с атмосферой не наблюдается перелива жидкости.
При проведении глушения в зимнее время для предотвращения замерзания выкидных линий, их после глушения, от скважины до замерной установки промывают дизтопливом или продувают воздухом.
Общий характер работ
Текущий ремонт скважин (ТРС) – комплекс работ по проверке, частичной или полной замены подземного оборудования, очистка стенок скважины и забоя от различных отложений (парафина, песка, солей, продуктов коррозии), а так же осуществляет в скважинах геолого-технических и других мероприятий по восстановлению и повышению их нефтеотдачи.
Цель текущего ремонта – устранение различных неполадок и нарушений в режиме эксплуатации скважин и подземного оборудования, подготовка к освоению новых скважин после бурения и капитального ремонта. К основным работам при текущих ремонтах скважин относятся спуско-подъемные операции, монтаж и демонтаж устьевого оборудования.
Все текущие ремонты скважин подразделяют на планово – предупредительные (профилактические) и восстановительные.
Рис.1
Планово – предупредительный–текущий ремонт скважин, запланированный заблаговременно, предусмотренный соответствующими графиками. В результате профилактического ремонта предупреждаются различные отклонения от установленного технологического режима эксплуатации скважин – снижение их дебетов и полное прекращение подачи жидкости, вызываемые отложением парафина, солей, пескопроявлением, износом.
Восстановительный–текущий ремонт скважин, вызванный непредвиденным резким ухудшением установленного режима их работы или внезапной их остановкой по разным причинам (пробкообразование, забивание труб парафином, солями, обрыв штанг, труб, пропуск клапана при газлифтной добыче и др.)
Межремонтным периодом работы скважины (МРП) называют продолжительность ее эксплуатации на установленном режиме (в сутках) от предыдущего до следующего ремонта.
Различают плановый и фактический межремонтные периоды.
Плановый межремонтный период каждой скважины проектируют, исходя из запланированного числа планово-предупредительных ремонтов, с учетом средней продолжительности (в часах) каждого вида ремонта.
Фактический межремонтный период исчисляется исходя из фактических ремонтов данной скважины. Отношения фактически отработанного скважиной времени календарному называется коэффициентом эксплуатации.
Таблица №2 Виды текущего ремонта скважины.
| Виды работ | Технико-технологические требования |
| Ремонт скважин, оборудованных штанговыми скважинными насосами | Выполнение заданного объема работ |
| Смена насоса | Нормальная работа насоса по динамограмме или подаче |
| Устранение обрыва или отвинчивание штанг | Устранение дефекта |
| Смена ЭЦН | Нормальная подача и напор |
| Ремонт скважин по очистке забоя и эксплуатационной колонны от парафина, гидратных отложений, солей и песчаных пробок. | Выполнение запланированного объема работ, прохождение шаблона до необходимой глубины. Увеличение дебита нефти. |
| Консервация и расконсервация скважин. Ремонт газлифтных, фонтанных и газовых скважин. | Выполнение заданного объема работ, подтвержденных геофизическими исследованиями. Технологический эффект прямо не определяется. |
| Ремонт скважин, связанных с негерметичностью НКТ. | Увеличение дебета нефти, уменьшение обводненности продукции. |
| Опытные работы по испытанию новых видов НКТ, штанг, скважинных насосов, ЭЦН и др. | Выполнение запланированного объема работ. |
Подготовка к спуску и спуск ЭЦН
Подготовка скважины к спуску в них погружного агрегата заключается в проверке состояния экс.колонны шаблоном, диаметр которого должен быть на 4 мм. Больше максимального наружного диаметра ЭЦН и длиной не менее 9 м. Перед спуском ЭЦН устанавливают мостки для укладки на них деталей погружной установки, монтируют подвесной ролик ко второму поясу мышки. Подвесной ролик служит для направления кабеля, сбегаемого с верхней части барабана к устью скважины. Кабеленаматыватель устанавливают в 15 – 17 м. от устья скважины.
Спуск погружного центробежного электронасоса выполняют в следующем порядке:
Ø На устье скважины двигатель соединяют с гидрозащитой и насосом.
Ø Надевают монтажный хомут на компенсатор, поднимают его с мостков и спускают в скважину до посадки на фланец экс.колонны.
Ø Опускают транспортировочную крышку компенсатора, надевают хомут на двигатель, приподнимают его над устьем скважины и снимают нижнюю транспортировочную крышку.
Ø Соединяют двигатели с компенсатором, вывинчивают пробку и открывают перепускной клапан, отвинтив его на 3 – 4 оборота.
Ø Вновь завинчивают пробку и снимают хомут с компенсатора, спускают двигатель в скважину до установки хомута на фланец экс.колонны.
Ø Снимают крышку кабельного ввода двигателя, промывают контакты и замеряют сопротивление изоляции двигателя и кабеля. Оно должно быть не менее 10 кОм.
Далее с двигателя снимают верхнюю транспортировочную книжку, проверяют вращение вала шлицевым ключом, надевают хомут на протектор и поднимают над устьем скважины. Затем снимают верхнюю крышку протектора и проверяют вращение его вала, проверяют посадку шлицевой муфты на валы двигателя и протектора и соединяют двигатель с протектором.
ЭЦН приподнимают над устьем, вывинчивают пробку с компенсатором, открывают его перепускной клапан и вновь ввинчивают пробку. Затем кратковременно включают двигатели для определения правильности направления вращения вала (против часовой стрелки при наблюдении за валом сверху). После этого погружной агрегат соединяют с первой НКТ, под которой монтируют спускной клапан. Скорость спуска ЭЦН не должна превышать 0,25 м/сек.
Смена ЭЦН
Прежде чем приступить к работам по подъему ЭЦН из скважины, необходимо выключить установку и блок рубильник-предохранитель. Затем отсоединяют кабель, питающий двигатель, от станции управления и проверяют сопротивление изоляции. Далее демонтируют устьевую арматуру через сбивной клапан, установленный над насосом, спускают жидкость из колонны НКТ при помощи спецгруза. В результате жидкость из труб перетекает в экс.колонну. Затем в муфту верхней НКТ, подвешенной на планшайбе, ввинчивают подъемный патрубок для захвата элеватором. Разбирают сальник кабельного ввода в планшайбе и извлекают НКТ с кабелем. Скорость подъема ЭЦН не более 0,25 м/сек.
По мере подъема труб кабель освобождают от клямсев, недопуская падения их в скважину и навивают КРБК на барабан кабеленаматывателя.
После подъема ЭЦН снимают защитные кожухи плоского кабеля. Под головкой нижней секции насоса устанавливают хомут, агрегат спускают до посадки хомута на фланец экс. колонны и верхнюю секцию насоса отсоединяют от нижней. После проверки вращения вала верхнюю секцию закрывают защитной крышкой и укладывают на стеллаж.
Необходимые требования по монтажу и спуску ЭЦН:
Ø ЭЦН на устье скважины следует собирать с применением специальных хомутов-элеваторов. Проушины хомутов должны быть снабжены предохранительными шпильками.
Ø Намотка и размотка кабеля с барабана должна быть механизирована. Витки кабеля должны укладываться на барабан правильными рядами.
Ø Скорость спуска ЭЦН в скважину не должна превышать 0,25м/с.
Ø При СПО не следует допускать изгибов, перегибов, перекосов и ударов кабеля, а так же его загрязнения.
Ø Остановка барабана должна производиться только отключением электропривода. Запрещается тормозить барабан руками, досками и трубами.
Ø После спуска центробежного электронасоса оставшийся кабель должен подвешиваться на специальном устройстве или укладываться на площадке у станции управления и ограждаться.
Ø Запрещается прикасаться к кабелю при опробовании установки ЭЦН на устье скважины.
Талевая система
Талевая система, предназначенная для уменьшения натяжения на подвижной ветви каната, навиваемого на барабан лебедки, состоит из кронблока, талевого блока, крюка, талевого каната и направляющего ролика.
Талевый канат попеременно огибает шкивы кронблока и талевого блока; при этом подвижный его конец, проходящий через оттяжной ролик, закрепляют на барабане подъемной лебедки, а неподвижный – к специальной проушине на станине подъемного агрегата.
Кронблокнаходится на верхней площадке вышки (мачты). Талевый блок в талевой системе монтируют между кронблоком и крюком, так, чтобы он мог перемещаться во время СПО.
Подъемный крюк служит для подвешивания элеваторов с помощью штропов, вертлюгов и другого оборудования при СПО.
Талевый канатсвязывает талевый блок и кронблок. Изготавливают из стальной проволоки, которую свивают в пряди. Канаты свивают из прядей, навиваемых на пеньковый сердечник, что придает канату круглую форму и гибкость, улучшает смазку каната за счет лучшей пропитки пенькового сердечника смазывающим веществом. Диаметр каната должен быть в 20-25 раз меньше диаметра шкива блоков талевой системы.
Талевый канат должен быть заменен, если при его осмотре обнаружился один из следующих дефектов:
Ø Оборвана одна прядь каната.
Ø На шаге свивки каната диаметром до 20 мм число оборванных проволок составляет более 5%, а диаметром свыше 20 мм – более 10% от всего числа проволок в канате.
Ø Одна из прядей вдавлена вследствие разрыва сердечника каната.
Ø Канат вытянут или сплюснут и его наименьший диаметр составляет 75% и менее от первоначального.
Ø На канате имеется скрутка ( жучок).
Ø Износ или коррозия 40% и более первоначального диаметра проволок.
Направляющий роликпредназначен для изменения направления талевого каната от барабана лебедки к кронблоку и предохранения вышек и мачт от опрокидывания. Он состоит из опорной плиты, ролика, оси, роликоподшипников и предохранительного кожуха.
Вертлюги
Вертлюг – соединительное звено между талевой системой и буровым инструментом (подвеской НКТ), обеспечивающий свободное вращение инструмента и подачу промывочной жидкости через колонну труб к забою скважины.
Различают два типа вертлюгов: промывочные (ВП) и эксплутационные (ВЭ).
Промывочные вертлюги изготавливают с фланцевыми или резьбовыми отводами. Наиболее широко применяется при капремонте скважин вертлюги ВП – 50/100 и ВП – 80/200. вертлюг ВП – 50/100 состоит из ствола 1 и корпуса 2 с отводом 3 под промывочный шланг. В корпусе установлены два радиальных подшипника 4, обеспечивающие свободное вращение ствола. Внутренняя полость корпуса в верхней и нижней частях герметизируются манжетами 5, а от пыли и грязи – войлочными уплотнениями 6. Промывочные трубы присоединяют к нижнему концу ствола.
ВП – 80/200 конструктивно сходен с ВП – 50/100 и отличается от него размерами, грузоподъемностью и быстросборными соединениями шланга с отводом.
Эксплуатационный вертлюг ВЭ 50 состоит из неподвижной и вращающей частей. Неподвижную часть составляют корпус, крышка, серьга и отвод для буровой трубы. К вращающейся части относится стол, установленный на трех подшипниках, которые обеспечивают надежное центрирование его относительно корпуса.
Перед началом эксплуатации необходимо проверить следующее:
Ø Плавность вращение ствола. Ствол должен вращаться от усилия, приложенного одним рабочим к рукоятке ключа. Если ствол не вращается, то необходимо ослабить уплотнение внутренней трубы.
Ø Состояние ствола и переводника (визуальный осмотр).
Ø Надежность крепления горловины, крышки вертлюга и нижнего фланца.
Ø Уровень и качество масла в вертикальном положении вертлюга. При необходимости доливают.
Ø Состояние нижнего уплотнения. При утечке масла через уплотнение заменяют манжеты.
Ø Состояние штропа (визуальный осмотр).
В процессе эксплуатации необходимо проверять: надежность крепления всех узлов вертлюга, состояние масла, его уровень, состояние подшипников, уплотнение и переводники.
Промывочный шланг – гибкое соединительное звено между вертлюгом и манифольдом, через который прокачивают промывочную жидкость. Внутренний диаметр его составляет 38, 63, 76, 90 мм, длина – 18 м. шланг рассчитан на рабочее давление 10, 15 и 20 мПа. Внутренний и наружный слои выполнены из маслонефтестойкой резины, а концевые участки имеют дополнительную арматуру, создающую переходную жесткость от шланга к штуцеру.
Элеваторы
Элеватор предназначен для захвата колонны труб и удержания их на весу в процессе спускоподъемных операций. Выпускают трубные элеваторы для обсадных, бурильных труб, НКТ и штанговые элеваторы для штанг. По конструкции делятся на одноштропные и двухштропные. Основные детали – корпус, захват, замок и предохранитель.
Элеваторы ЭТА (одноштропный) предназначены для захвата насосно-компрессорных и бурильных труб под муфту, выпускают грузоподъемностью 32 и 50 т для труб диаметром от 48 – 89 мм. Эксплуатационные особенности: простота и удобство обращения во время работы, автоматичность процесса захвата труб, наличие сменных захватов.
Элеваторы с захватным приспособлением ЭЗН,выпускают грузоподъемностью от 15 до 50 т. В комплект входит: 2 элеватора, захватное приспособление и штроп. Захватное приспособление состоит из захвата, затвора и серьги, в которую предварительно вдевают штроп. Затвор запирает открытый захват, винт которого ограничивает движения затвора. Чтобы открыть затвор, его рукоятку необходимо повернуть и вытянуть до отказа, а чтобы закрыть – повернуть ее до попадания в выемку в корпусе захвата.
Элеваторы ЭГ грузоподъемностью от 16 до 80 т предназначены для работы с автоматом АПР – 2 ВБ. Состоят из корпуса, створки, защелки и серьги.
Элеваторы ЭТАРпредназначены для производства СПО в неглубоких скважинах при свинчивании и развинчивании НКТ вручную. Эффективны при работе с трубами малого диаметра и полыми штангами. Благодаря сменным захватам, два размера элеваторов обеспечивают захват шести размеров труб.
Элеватор ЭТАДгрузоподъемностью 50 и 80 т с захватным устройством автоматического действия состоит из корпуса, шарнирного выдвижного захвата, упоров, рукоятки и пружинных защелок штропов. Крепления рукоятки с корпусом выполнено таким образом, что рукоятка выполняет функцию запорного устройства. Благодаря сменным захватам, можно производить СПО с несколькими типоразмерами труб.
Элеватор ЭХЛ грузоподъемностью в зависимости от типоразмера, равной 10 – 40 т, состоит из кованого корпуса, затвора с рукояткой и предохранительного устройства. В верхней части корпуса предусмотрена кольцевая вытачка, куда вкладывается затвор, на который навинчивается поворотная рукоятка, в закрытом положении фиксируемая предохранителем.
Для надевания элеватора на трубу при подаче с мостков работник левой рукой берется за серьгу, правой рукой отжимает пружину фиксатора и отводит рукоятку в лево до упора, корпус элеватора наклоняется и направляется на трубу. Раскрытые челюсти обхватывают тело трубы и заходят обратно в гнездо корпуса элеватора, после чего рукоятку с фиксатором отводят вправо до упора.
Для снятия элеватора с трубы надо правой рукой отжать пружину фиксатора, отвести рукоятку влево до упора. Челюсти захвата выходят из гнезда корпуса и освобождают трубу.
При эксплуатации элеваторов пружинные узлы часто забиваются парафином, грязью. Поэтому каждый раз после окончания работ требуется промыть элеватор соляркой или керосином, а перед началом работ убедиться в исправности всех его узлов.
Спайдер
Спайдеры предназначены для автоматизации операций по захвату, удержания на весу, освобождения и центрирования колонны насосно-компрессорных или бурильных труб в процессе спуска их в скважину. Спайдеры состоят из корпуса, клиньевой подвески, сменных центраторов и механизмов подъема клиньев.
Штропы
Штропы служат для подвески элеватора на крюк. Конструктивно это замкнутая стальная петля, сильно вытянутая по одной оси. Изготавливают их цельнокатаными или сварными. Штропы различают по назначению: буровые нормальные – ШБН; буровые укороченные – ШБУ и эксплуатационные – ШЭ. Для текущего и капитального ремонта скважин выпускают штропы ШЭ – 28 и ШЭ -50 грузоподъемностью соответственно 28 и 50 т.
Ключи
Ключи различных конструкций и типоразмеров применяют для свинчивания и развинчивания бурильных обсадных и насосно-компрессорных труб и штанг. Используют ключи двух типов: шарнирные и цепные. Так же ключи делятся на трубные и стопорные. Трубные ключи служат для захвата трубы за тело, а стопорные – за муфту. Шарнирные ключи, подразделяемые на машинные и ручные, легче цепных, удобны и просты в работе. При работе с ними поверхность труб менее подвержена различным повреждениям.
Машинные ключи УМК применяют для докрепления или раскрепления бурильных труб или соединения труб обсадной колонны с помощью механической тяги.
Ключи трубные двухширнирные КТД предназначены для свинчивания и развинчивания НКТ как в ручную, так и с помощью автомата АПР-2 или КМУ-59. Состоит из большой и малой челюстей и рукоятки, шарнирно-соединенных между собой. На малой челюсти расположен самоустанавливающийся сухарь с зубчатой поверхностью, благодаря которой сухарь всей поверхностью контактирует с трубой. Это обеспечивает более надежный захват трубы.
Трубный ключ КТНДсостоит из шарнирно соединенных челюсти и рукоятки. В челюсть плоская плашка, а в рукоятку – дугообразная с выпуклой рабочей поверхностью. На оси шарнира установлена пружина, обеспечивающая удержание ключа на вертикальной трубе.
Трубный ключ КТГУиспользуют в совокупности при механизированном свинчивании и развинчивании труб с помощью АПР-2 и КМУ-50, имеющих водило. Ключ состоит из рукоятки и створки, шарнирно соединенных с челюстью при помощи пальца. При надевании ключа на трубу створка поворачивается вокруг пальца и под действием пружины плотно прижимается сухарем к трубе
Штанговый ключ КШНпредназначен для ручного свинчивания и развинчивания насосных штанг и муфт для захвата штанг за квадрат. Состоит из кованой заготовки с зевом под размер квадрата штанги и рукоятки
Стопорный ключ КСМ предназначен для стопорения колонны НКТ от проворачивания при их механизированном свинчивании и развинчивании. Ключ состоит из челюстей, соединенных шарнирно с помощью пальца, двух защелок и сухаря. При надевании ключа на трубу под воздействием пружины одна защелка замыкает его, а вторая – предотвращает от самооткрывания
Цепные ключи предназначены для ручного свинчивания и развинчивания НКТ и муфт при разовых вспомогательных работах. Выпускают цепные ключи КЦН (ключ цепной нормальный) и КЦО (ключ цепной облегченный).
Ключ цепной состоит из рукоятки, двух щек, шарнирно соединенных с рукояткой и цепи с плоскими шарнирными звеньями. Недостаток – большая масса, неудобство установки на трубе и освобождении цепи при заклинивании ее в щеках, разрушение наружной поверхности трубы зубцами щек.
Механизация процессов СПО
Текущий и капитальный ремонт скважин – наиболее трудоемкие операции. Для механического свинчивания и развинчивания НКТ применяют автомат АПР-2 .
Автомат АПР -2 предназначен для механизации операции по свинчиванию и развинчиванию и автоматизации операции по захвату, удержания на весу, освобождению и центрированию колонны НКТ при ремонте скважины. Состоит из блока вращателя, электрического привода и клиньевых подвесок для труб.
Блок вращателя представляет собой корпус спайдера с червячным редуктором и водилом, передающим вращающее усилие трубному ключу. Редуктор защищен кожухом, образующим масляную ванну. Корпус автомата, в который вставляют клиновую подвеску, состоящую из направляющей с кольцевым основанием с шарнирно подвешенными тремя клиньями, крепится к пьедесталу центратора болтами. Центратор удобен в работе и позволяет ускорить переход на трубы другого диаметра. Состоит он из пьедестала, фиксатора и сменных вкладышей под каждый размер трубы. Клиньевую подвеску соответствующего трубе размера на время работы вставляют в корпус АПР-2. инерционное устройство, оборудованное манометром, позволяет регулировать крутящий момент на водиле автомата. АПР-2 работает в комплекте с элеваторами ЭТА, трубными ключами КТГУ и стопорными ключами.
Фрезеры и райберы
При ликвидации аварий в скважинах значительный объем работ занимает фрезерование аварийных металлических предметов и разбуривание цемента. Фрезерование – наиболее распространенный и повсеместно применяемый в практике восстановления аварийных скважин способ, основанный на резании металлов с помощью различных устройств.
Забойный истирающий фрезер ФЗпредназначен для фрезерования металлических предметов и цемента в закрепленных и незакрепленных обсадной колонной эксплуатационных и бурящихся скважинах диаметром от 90 до 480мм. Отличается он более высокими показателями фрезерования по металлу (до 20 м). выполнен в термоизносостойком исполнении. Высота армированного слоя режущей части составляет 25-30мм.
Фрезер ФЗ-1состоит из цилиндрического корпуса, нижний конец которого армирован композиционным материалом, а верхний снабжен замковой резьбой для свинчивания с колонной СБТ. В армированном слое предусмотрены промывочные каналы, по которым промывочная жидкость поступает непосредственно в зону резания.
Фрезер забойный ФЗЭпредназначен для фрезерования аварийных легкосплавных металлических предметов и очистке ствола скважины. На режущем его торце предусмотрены зубья и отверстия для подачи промывочной жидкости в зону фрезерования, в верхней части – замковая резьба для присоединения фрезера к бурильной колонне.
Фрезер истирающе-режущий кольцевой ФК,предназначенный для фрезерованияприхваченных бурильных и НКТ в закрепленных обсадной колонной скважинах. Состоит из корпуса, резьбовой головки и режущей кромки. На внутренней поверхности корпуса этих фрезеров нарезаны винтовые пазы, пересекающие вертикальные каналы, расположенные в теле. Направление пазов противоположно вращению фрезера.
Фрезеры-ловители магнитные ФМпредназначены для ликвидаций аварий путем фрезерования и извлечения мелких металлических предметов. Фрезер спускают в скважину и не доходя до забоя на 5 – 6 метров начинают промывку с одновременным вращением колонны бурильных труб, а затем медленно доводят до забоя, фрезеруют и накрывают аварийный объект. Затем, прекратив промывку, поднимают инструмент на поверхность. При этом нельзя допускать резких посадок колонны на ротор и резких торможений.
Фрезер забойный комбинированный ФЗКпредназначен для кольцевого фрезерования по наружному диаметру и последующего фрезерования по всему сечению незакрепленных предметов в колонне. Состоит из переводника, торцевого и кольцевого фрезеров. Торцевой фрезер имеет промывочные каналы и присоединительную резьбу для хвостовика.
Фрезер истирающе-режущий пилотный ФПпредназначен для фрезерования в обсаженной колонне НКТ и бурильных прихваченных труб, пакеров, сплошного дна, муфт, хвостовиков, замков, элементов ЭЦН и т. д. также его применяют для подготовки фрезеруемых объектов к захвату ловильным инструментом.
Фрезер колонный конусный ФККпредназначен для фрезерования поврежденных мест (смятий, сломов) эксплуатационных колонн скважин под шаблон соответствующего размера, а также очистке стенок ствола скважины от цементной корки.
Конусные райбера РК 1предназначены для фрезерования верхнего поврежденного конца оставшихся в скважине НКТ. На конической поверхности райбера имеются зубья; для прохода промывочной жидкости предназначено сквозное отверстие. Фрезерование поврежденной трубы позволяет спускать внутреннюю труболовку на глубину не менее 0,5 метров. Райберы выпускают с правым и левым направлением резьбы из стали марки 20Х, подвергают термообработке – цементации зубьев с последующей закалкой и отпуском.
Пакеры
Пакер предназначен для разобщения отдельных участков ствола скважины с целью:
Ø Подачи изоляционного реагента, кислоты в заранее выбранный интервал
Ø Проведение гидроразрыва пласта (ГРП) для предотвращения повреждений эксплуатационной колонны
Ø Изоляции негерметичности (дефекта) эксплуатационной колонны
Ø Одновременно-раздельного закачивания жидкости и одновременно-раздельной добычи нефти или газа
Ø Поиска интервала (глубины) негерметичности эксплуатационной колонны, путем ее поинтервальной опрессовки.
По способу установки в скважине пакеры подразделяются на пакеры с опорой на забой и без опоры. К низу пакеров с опорой на забой присоединяют трубы (хвостовик), от длины которого зависит глубина установки пакера. Пакеры без опоры на забой можно устанавливать на любой глубине скважины.
В зависимости от направления действующих усилий различают пакеры следующих типов:
Ø ПВ – перепад давлений направлен вверх
Ø ПН – перепад давлений направлен вниз
Ø ПД – перепад давлений направлен как вниз, так и вверх.
По способу создания сил, деформирующих уплотнительный элемент, пакеры делятся на:
Ø механические - уплотнение происходит под действием веса колонны труб.
Ø гидравлические– уплотнение происходит за счет перепада давления сверху и снизу пакера.
Механические пакеры более простые по конструкции, однако, веса трубы не всегда хватает для уплотнения. Гидравлические пакеры способны воспринимать большие перепады давления (до 50 мПа), но сложны по конструкции.
Шифр пакеров означает: буквенная часть – тип пакера (ПВ, ПН, ПД), способ посадки и освобождения (Г – гидравлический, М – механический, ГМ – гидромеханический) и наличие якорного устройства (буква – Я); цифра перед буквами – номер модели; первое число после букв – наружный диаметр, мм; второе число – максимальное рабочее давление; последняя буква и цифра – сероводородостойкое исполнение (К2).
Пакер ПВ-М (уплотнительные элементы резиновые) применяют при проведении ремонтных работ и при обработках призабойной зоны пласта. При спуске пакера в скважину шлипсы фиксируются в нижнем положении, для их освобождения необходимо вращение подвески НКТ по часовой стрелке на ¼ оборота. При дальнейшем спуске труб шлипсы упираются в экс.колонну, и происходит уплотнение резинового элемента пакера. Для освобождения пакера создают растягивающую нагрузку.
Шлипсовый пакер ПНМШ состоит из головки, штока, фонаря, двух резиновых манжет, ограничителя и опорного кольца. Уплотнение манжет осуществляется под действием веса НКТ при опоре конуса на шлипсы пакера. Для установки пакера его приподнимают на 0,3 -0,5 м с последующим поворотом труб вправо на 1 – 1,5 оборота. Пакер поднимают на поверхность через 2 часа после снижения давления под ним.
Пакер гидравлический самоуплотняющийся ПНГСсостоит головки, штока, фонаря, двух резиновых манжет, ограничителя и опорного кольца. Уплотнение резиновых манжет осуществляется за счет давления жидкости.
Пакер гидравлический ПНГК состоит из головки, опорного кольца, ограничителя, верхней ограничительной манжеты, гидравлической манжеты, фонаря и клапана. Уплотнение гидравлической манжеты осуществляется за счет давления жидкости при ГРП.
Промежуточный гидромеханический пакер ППГМ – 1предназначен для разобщения двух участков экс.колонну при обычной или раздельной эксплуатации скважин. Он состоит из уплотнительного, заякоривающего, клапанного устройств и гидропривода. После спуска пакера в скважину для сжатия уплотнительных манжет, проходное отверстие пакера перекрывается сбрасываемым шариком. В колонне НКТ создается давление, винты (пины) срезаются, поршень передвигает плашки по конусу и пакер с помощью якоря укрепляется в экс.колонне. Отсутствие необходимости вращения колонны НКТ позволяет применять этот пакер в глубоких и наклонных скважинах.
Пакер КПИ 5 – 500предназначен для многократных операций по обработке ПЗП без подъема оборудования, а так же для одновременно-раздельного закачивания воды в пласт. После спуска пакера в скважину на НКТ в них создаются избыточное давление и шлипсы якоря входят в зацепление со стенками экс.колонны. Под действием веса колонны НКТ уплотнительные манжеты герметизируют интервал об