Инструменты для ловли и извлечения из скважин насосных штанг, тартального каната желонки и мелких предметов

Нешарнирные удочки УО 1-168, УК 1-168, УООП 1-168, УОП 1-168, применяемые для ловли и извлечения из скважин тартальных канатов диаметром не более 19 мм, а также каротажных кабелей диаметрами не более 22 мм. Представляют собой стержни круглого сечения с приваренными крючками специальной формы. На верхнем конце его нарезана резьба левого направления для ввинчивания переводной муфты, имеющей резьбу замка 89мм бурильных труб для присоединения удочки к СБТ. На нижний конец муфты бурильных труб навинчивают воронку, служащую направлением входа стержня в клубок спутанного каната или кабеля (сальник).

Комбинированный ловитель ЛКШТ-168предназначен для ловли и извлечения из скважин насосных штанг всех диаметров как одиночных, так и расположенных в виде пучка (два – три ряда), а также 48, 60 и 73-мм НКТ в эксплуатационной колонне. Ловитель спускают в скважину на 2 – 3 метра ниже верхнего конца аварийного инструмента. Затем, медленно вращая, снова опускают вниз. При этом, верхний конец инструмента, проходит в ловитель, через нижний, средний и верхний корпуса входят в клапан, откидывают плашки и проникают внутрь ловильных труб. При подъеме ловителя трубы или штанги захватываются плашками в одном или нескольких корпусах ловителя.

Штанголовитель комбинированный ШКпредназначен для ловли (за тело и муфты) и извлечения штанг из скважины всех размеров из колонны НКТ диаметрами 60, 73, 89мм. Состоит он из верхнего и нижнего корпусов, вилки, переводника, плашек, пружин верхней, нижней цанги и направляющих винтов.

Комбинированный ловитель ЛКШ-114предназначен для ловли, отвинчивания и извлечения из скважины, диаметром 114мм, аварийных штанг. При этом ловля может осуществляться за тело или муфту штанг диаметрами 16, 19, 22мм, а также за верхний безмуфтовый конец недеформированных НКТ 48мм с гладкими концами.

Канаторезка 2Кр 19/146используется в случае обрыва и оставления в скважине тартального каната или каротажного кабеля диаметром не более 19мм в эксплуатационной колонне 146мм для их резки.

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 обработки, удерживаясь фиксатором в рабочем положении.

Прежде чем спустить пакер в скважину, необходимо обследовать колонну конусной печатью и установить проходимость шаблоном с устья до верхних отверстий фильтра. Длина размер шаблона должна быть несколько больше существующего размера пакера.

Якори

Якори – устройства, предназначенные для закрепления колонны подъемных труб за стенку эксплуатационной колонны с целью предотвращения перемещения скважинного оборудования под воздействием нагрузки. Якори применяют преимущественно с пакерами типа ПВ и ПН. Перед каждым спуском якоря проверяют надежность крепления резьбовых соединений корпуса с головкой и хвостовиком; герметичность уплотнения и выдвижение плашек при избыточном внутреннем давлении. После подъема этих устройств их тщательно промывают и очищают от грязи, песка и парафина, тщательно очищают от нефти резиновые манжеты. Якори ЯГ и ЯГ-1предназначены для предотвращения скольжения скважинного оборудования внутри эксплуатационной колонны.

Якорь ЯГ.На стволе его установлен конус, имеющий направляющие для плашек, вставленные в Т-образные пазы плашкодержателя. Якорь, спускаемый в скважину на колонне НКТ, закрепляется при помощи жидкости под давлением. Жидкость, попадая под поршень, срезает винты, перемещает плашкодержатель и плашки вверх, которые расходятся в радиальном направлении и заякориваются на внутренней стенке экс.колонны. якорь освобождается при подъеме колонны труб.

Якорь ЯГ-1состоит из корпуса, в окна которого вставлены плашки, удерживаемые пружиной в утопленном состоянии. Планки крепятся на корпусе при помощи винтов. Закрепление якоря в колонне происходит при выдвижении плашек наружу в радиальном направлении и внедрении в стенку колонны. После прекращения нагнетания жидкости в скважину плашки, под действием пружин, возвращаются в исходное положение, в результате чего освобождается якорь.

Капитальный ремонт скважин

Капитальный ремонт скважин – комплекс работ, связанный с восстановлением работоспособности эксплутационных колонн, цементного кольца, призабойной зоны пласта, ликвидация аварий, спуск и подъем оборудования для раздельной эксплуатации и закачки.

В зависимости от объема работ, их характера и степени сложности капитальные ремонты подразделяются на две категории сложности:

Ø Ремонты при глубине скважины до 1500 метров

Ø Ремонты в скважинах свыше 1500 метров

Ко второй категории также относят независимо от глубины скважины, все виды наиболее сложных и трудоемких работ, связанных с ликвидацией аварий и осложнений, исправлением смятий или заменой участков поврежденных обсадных колонн, проведением гидроразрыва пласта; работы в скважинах с сильными нефтегазопрявлениями; ремонты в наклонно-направленных скважинах; все виды ремонтно-изоляционных работ; все необходимые технологические неоднократные цементные заливки.

Таблица № 3. Виды работ по КРС.

Виды работ по капитальному ремонту скважин	Технико-технологические требования к сдаче
Ремонтно-изоляционные работы. Отключение отдельных обводненных интервалов пласта.	Выполнение запланированного объема работ, снижение обводненности продукции.
Отключение отдельных пластов.	Герметичность колонны, цементного кольца в интервале отключаемого пласта или герметичность пакерующего устройства.
Исправление негерметичности цементного кольца.	Выполнение запланированного объема работ, снижение обводненности продукции, увеличение дебета.
Наращивание цементного кольца за эксплуатационной колонной.з стальной проволоки, которую свивают в пряди. ропов. ом, так, чтобы он мог перемещаться во время СПО.тяжной ролик, закрепляют	Отсутствие поверхностных выходов жидкости и газа и перетоков за колонной.
Устранение негерметичности эксплутационной колонны	Герметичность колонны при опрессовке.
Крепление слабосцементированных пород.	Отсутствие выноса песка при эксплуатации скважины.
Устранение аварий, допущенных в процессе эксплуатации и ремонте скважины.	Выполнение запланированных работ, прохождение шаблона до необходимой глубины.
Переход на другие горизонты и приобщение пластов.	Уменьшение потерь нефти.
Ремонты скважин, оборудованных пакерами.	Герметичность пакера, увеличение дебета нефти. Увеличение, сокращение объемов закачки воды.
Зарезка и бурение второго ствола.	Выполнение запланированного объема работ.
Ремонт нагнетательных скважин.	Герметичность колонны и кондуктора, увеличение, сокращение приемистости скважины.
Проведение СКО, ГРП.	Увеличение продуктивности нефтяных скважин и приемистости нагнетающих скважин.
Обработка суспензиями, коагулянтами, полимерами, смолами, растворами ПАВ.	Уменьшение степени неравномерности закачки воды по мощности пласта.

Единицей ремонтных работ является скважино-ремонт. Это комплекс подготовительных, основных и заключительных работ, выполняемых на скважине от ее приема в ремонт до ввода в эксплуатацию.

Необходимость проведения работ по КРС основывается факторами:

Ø Требованиями технологии рациональной разработки месторождения, залежи, пласта.

Ø Возможностью получения дополнительной нефти при улучшении технико-экономических показателей.

Ø Несоответствием конструкции скважины условиям эксплуатации и разработки месторождения.

Ø Несоответствием дебета нефти, содержанием воды в продукции скважины и их изменений параметрам продуктивного пласта в нефтяных добывающих скважинах; приемистости, давления нагнетания в водонагнетаемых скважинах.

Ø Возможностью повышения продуктивности скважин за счет увеличения проницаемости пласта в призабойной зоне.

Ø Возникновением аварийных ситуаций, связанных со скважинным оборудованием, исследовательской аппаратурой и приборами.

Исследование скважин

скважина бурение ствол насос пласт

Исследование скважин проводят с целью установления интенсивности притока жидкости из пласта через фильтр в зависимости от забойного давления, определения характера притока жидкости и газа через нарушения в эксплуатационной колонне, а также контроля технического состояния обсадной колонны и цементного кольца в заколонном и межколонном пространствах.

Скважины исследуют для:

Ø Выявления и выделения интервалов негерметичности обсадных колонн и цементного кольца за ними.

Ø Изучения гидродинамических и температурных условий ремонтируемого участка ствола.

Ø Контроля положения муфт обсадной колонны, интервалов перфораций, искусственного забоя, инструмента, вспомогательных мостов, изолирующих патрубков.

Ø Оценки качества промежуточных операций и ремонта в целом.

Перед началом ремонта необходимо остановить скважину, замерить затрубное и межколонное давление на устье. Затем открыть выкидную линию из межколонного пространства, уменьшить давление до атмосферного, закрыть выкидную линию межколонья и определить время восстановления давления в этом пространстве от атмосферного. После этого следует заглушить скважину промывочной жидкостью, необходимой плотности и следить за изменением межколонного давления. Продолжение межколонных газопроявлений укажет на наличие перетоков газа по негерметичному заколонному пространству. Если проявления прекратятся, то герметичность колонны подтверждается.

Местоположение каналов утечки флюидов определяют геофизическими и гидродинамическими методами.

Обследование и подготовка ствола скважины

Обследование скважины проводят после установления герметичности колонной головки с целью определения глубины забоя и уровня жидкости, проверки состояния экс.колонны и ствола скважины, чтобы установить наличие в нем дефектов, аварийного подземного оборудования и посторонних дефектов. Эти работы производят печатями.

Печать – специальное устройство, корпус которого снизу и с боков покрыт свинцовой оболочкой толщиной 8 – 10 мм. По оси корпуса предусмотрено сквозное отверстие, через которое прокачивается жидкость. В верхней части имеется резьба для присоединения к бурильным трубам и НКТ, на которых печать спускают в скважину. Применяют плоские, конусные, универсальные и гидравлические печати.

Плоская печатьпредназначена для определения глубины находящегося в скважине аварийного подземного оборудования, состояния его концов и переходных воронок обсадных колонн. Диаметр цилиндрической части свинцовой оболочки печати должен быть меньше внутреннего диаметра обследуемой колонны на 10 – 12 мм.

Конусная печатьпредназначена для получения отпечатков стенки экс.колонны, фильтровой части, участков сложных нарушений, смятий, трещин. Свинцовую оболочку этой печати изготавливают так, чтобы диаметр широкой части был на 6 - 10 мм меньше внутреннего диаметра обследуемой колонны, а нижняя часть конуса была бы на 50 – 55 мм меньше широкой части.

Универсальная печать ПУ – 2имеет алюминиевую оболочку и состоит из корпуса, зажимного устройства и переводника. Корпус представляет собой цилиндрическое тело, на верхнем конце которого имеется конусная резьба под переводник. На утолщенную часть корпуса снизу надевают сменные резиновый стакан и алюминиевую оболочку. Печать в собранном виде спускают в скважину на бурильных трубах или НКТ. Не доводя до головы обследуемого объекта спуск печати, замедляют, и дальнейший спуск и посадку ее производят с проводкой скважины. Сжимающая нагрузка, передаваемая на печать 1500 – 2000 т, что вполне достаточно для получения отчетливого оттиска на алюминиевом торце. Под действием сжимающей нагрузки алюминиевая оболочка и резиновая подушка деформируются.

Гидравлическая печать ПГ-1 предназначена для обследования эксплуатационных колонн. Позволяет получить более четкое представление о характере и строении поврежденной колонны на всей площади соприкасающихся поверхностей резинового элемента и экс.колонны (длинна резинового элемента 4 м). В трубы, на которых спускают печать в скважину, нагнетают жидкость. Проходя через отверстие, просверленное во внутренней трубе печати, жидкость попадает под резиновый элемент, который плотно прижимается к внутренней стенке колонны. Давление доводят до 100 Атм, выдерживают в течении 5 мин, затем уменьшают до атмосферного (стравливают). После этого печать поднимают на поверхность. Посадка печати дважды не допускается, так как это дает искаженный отпечаток.

Иногда наличие в колонне дефектов (продольных трещин, протертостей в колонне, пропусков в резьбовых соединениях), через в которые в скважину поступают посторонние воды, не удается обнаружить с помощью печати. В таких случаях обследование скважины осуществляется другими способами. Один из таких способов – перекрытие фильтровой части песком, глиной или установка пакера с последующим испытанием верхней части колонны на герметичность. Фильтр перекрывать можно также установкой мостов из различных материалов.