Ремонт и обслуживание скважин и оборудования для бурения

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 ЭТАР предназначены 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 ЭТАД грузоподъемностью 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 КТНД состоит 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 КТГУ используют 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 КШН предназначен 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.

Гидравлический подвесной трубный. Автоматический штанговый ключ «Oil-Cantri» ключ АШК-Т

Механический универсальный ключ КМУ-50 предназначен для механизации операций по свинчиванию и развинчиванию и удержанию подвески НКТ, эксплуатируемых всеми видами оборудования, включая ЭЦН. Состоит из блока вращателя с электроприводом, спайдера с блоком клиньев и блока управления электроприводом. При СПО колонна НКТ заклинивается в спайдере. Ключ надвигается на колонну вращением вокруг оси. Включением привода осуществляется вращение водила в нужную сторону, при этом трубы свинчиваются и развинчиваются.

Применяется в комплекте с элеваторами ЭТА, трубными ключами КТГУ и стопорными ключами. Выполнен в виде блоков, что создает удобство при монтаже и транспортировке, прост в эксплуатации, обеспечивает высокие темпы работы.

Механический подвесной трубный ключ КМПТ замкнутого типа с гидравлическим приводом, предназначен для свинчивания и развинчивания НКТ диаметром 48 -114 мм, состоит из вращателя со сменными вкладышами, приводного гидравлического двигателя и подвесного кронштейна. Достоинство ключа - приложение усилия отвинчивания в трех равномерно расположенных по окружности точках, что значительно повышает эффективность.

Автоматический штанговый ключ АШК-Т, комплектуемый штанговыми элеваторами, предназначен для механизации свинчивания и развинчивания насосных штанг в процессе СПО. Состоит из следующих блоков: редуктора, включающего захватную часть со сменными верхними ключами, электропривод, сменные маховики, стопорную часть со сменными нижними ключами; управление приводом с магнитным пускателем; стойки ключа, включающего в себя кронштейн с замковым устройством, основание и комплект сменных переводных патрубков.

Комплекс инструмента штанговый КОИШ - служит для захвата и удерживания колонны насосных штанг на талевом блоке во время спуска и подъема; удерживания колонны штанг на устье, во время свинчивания-развинчивания резьбовых соединений; выкладки штанг на мостки и подъема с мостков; свинчивание-развинчивание резьбовых соединений насосных штанг с закреплением и раскреплением; стопорения колонны штанг во время свинчивания- развинчивания; обеспечение вращения штанги со штанговым элеватором “под квадрат” относительно талевого блока во время свинчивания-развинчивания; обеспечение гибкой связи между талевым блоком и штанговым элеватором для спуска-подъема штанг с выкладкой на мостки; герметичное перекрытие на устье скважины при ГНВП.

ОСОБЕННОСТИ:

1. Позволяет осуществлять спуско-подъемные операции с использованием одного, постоянно подвешенного к талевому блоку, штангового элеватора.

2. Имеет удобные стопорные ключи для штанг, устанавливаемые с упором на корпус подставки, благодаря чему повышается эффективность развинчивания последних и свинчивания первых резьб в соединениях колонны штанг - так как усилия работающих прикладываются лишь к одному ведущему (рабочему) - штанговому ключу.

3. Обеспечивает наилучшее качество и производительность свинчивания - развинчивания при производстве этих работ вручную.

4. Быстрый монтаж - демонтаж, обусловленный подвешиванием штангового элеватора к талевому блоку через элеватор типа ЭТА посредством специальной вкладной серьги.

5. Надежное и гибкое постоянное подвешивание штангового элеватора к талевому блоку без промежуточного штропа путем применения для этой цели вкладной серьги и элеватора ЭТА с блокируемым замком.

6. Использованы узлы и инструменты из серийного комплекса штангового ключа КШЭ

Обсадные трубы. Элементы низа обсадной колонны

Обсадными трубами называют высокопрочные трубы большого диаметра от 114 до 508 мм, предназначенные для крепления стенок скважины после бурения, перекрытия и изоляции друг от друга нефтеносных, газоносных, водоносных пластов и пропластков.

Обсадные трубы и муфты к ним изготавливают из марок сталей группы прочности С, Д, К, Е, М, Р с нормальной удлиненной резьбой. Трубы поставляются длиной от 9,5 до 13 м. Каждый поставляемый комплект труб снабжают сертификатом, удостоверяющим качество труб и стандарта. На каждой трубе на расстоянии 0,4 - 0,6 м от ее конца, свободного от муфты выбивают клеймо, на котором указаны:

Ш Условный диаметр, мм

Ш Группа прочности стали

Ш Длина резьбы

Ш Толщина стенки, мм

Ш Товарный знак завода изготовителя

Ш Месяц и год выпуска

Трубы групп прочности сталей К, Е, Л, М, Р подвергаются термообработке. Резьба муфт должна быть оцинкована. Герметичность соединений труб обеспечивается коническими уплотнительными поверхностями, расположенными со стороны торца трубы. В соединении предусмотрен контакт по внутренним упорным торцам, фиксирующий заданный натяг при закреплении соединения.

Элементы низа обсадной колонны:

Переводники для перехода с замковой резьбы на резьбу обсадных труб предназначены для соединения колонны бурильных и обсадных труб. Представляют собой сочетание муфтового замка с ниппельным концом обсадной трубы.

Направляющие пробки, предназначенные для правильного направления спускаемой обсадной колонны по стволу скважины, изготавливают из серого чугуна. Применяют бетонную направляющую пробку ПБН, состоящую из металлического корпуса и бетонного наконечника.

Башмак, предназначен для придания жесткости низу обсадной колонны, представляет собой толстостенный стальной патрубок. Существует два типа башмака:

Ш БП - с направляющей чугунной пробкой, поставляемый свинченным с направляющей пробкой.

Ш Б - с фаской без направляющей пробки.

На башмаках клеймением наносят маркировку с указанием товарного знака завода - изготовителя, условного обозначения башмака, порядкового номера и даты выпуска.

Обратный клапан применяют для облегчения спуска колонны обсадных труб, а так же в целях предотвращения выброса или обратного движения раствора. Кроме того, его использование способствует частичной промывке и очищению заколонного пространства скважины. По конструкции различают корпусные и безкорпусные, а по виду запорного элемента - тарельчатые, шаровые и с шарнирной заслонкой.

Упорное кольцо (кольцо «стоп»), изготовляемое из серого чугуна, предназначено для установки цементировочной пробки на заданной глубине и получения четкого сигнала об окончании продавки цементного раствора.

Насосно-компрессорные трубы, их назначение и маркировка. Эксплуатация

Насосно-компрессорные трубы (НКТ) служат для извлечения жидкости и газа из скважин, нагнетания воды, сжатого воздуха (газа) и производства различных видов работ по текущему и капитальному ремонту скважин. Изготавливают их двух типов: с гладкими и с высаженными наружу концами, на которых нарезают наружную резьбу, а на один конец навинчивают соединительную муфту. На расстоянии 0,4 - 0,6 м от конца труб, со стороны муфт, выбивают клеймо - маркировку. Она указывает на: условный диаметр трубы, мм; группу прочности стали; толщину стенки, мм; товарный знак; месяц и год выпуска. Трубы гладкие и муфты к ним изготавливают из стали групп прочности К, Е, Л, М, а трубы с высаженными концами - из стали групп прочности Д, К, Е, Л, М. поверхность их резьбы покрывают смазкой, обеспечивающей герметичность соединения и предохраняющей от задиров и коррозии.

Безмуфтовые насосно-компрессорные трубы (НКБ) обеспечивают герметичность соединений при давлении до 50 мПа. Концы их имеют высадку наружу; соединение обладает большой прочностью. Герметичность соединений обеспечивается коническими уплотнительными поверхностями, расположенными за резьбой со стороны меньших диаметров. В соединении труб применена трапецеидальная резьба.

Муфтовые насосно-компрессорные трубы (НКМ) обеспечивают герметичность соединений при давлении до 50 мПа. Прочность соединений составляет до 90% прочности тела трубы. В соединении труб применена трапецеидальная резьба.

Насосно-компрессорные трубы из алюминиевых сплавов. Устойчивы к воздействию сероводородной коррозии, что исключает применение ингибиторов коррозии. Благодаря небольшой массе, удельная прочность алюминиевых труб в 2,5 раза выше, чем стальных. Это позволяет составлять колонну в 2,5 раза длиннее, по сравнению с колонной из стальных труб.

Насосно-компрессорные трубы с защитными покрытиями применяют для предотвращения отложений в них парафина, солей и гипса, а также для защиты от коррозии. При использовании этих труб уменьшается число потребных текущих ремонтов скважин, увеличивается срок их службы. Внутреннюю поверхность НКТ покрывают жидким стеклом, эмалями, эпоксидными смолами или лаками. Наиболее распространено остекловывание труб.

Эксплуатация НКТ. В процессе эксплуатации следует соблюдать следующие правила.

Для погрузки, перевозки и разгрузки труб следует применять механизированные трубовозки. Запрещается перевозить трубы волоком, нельзя допускать, чтобы при перевозке они провисали и изгибались. Также нельзя сбрасывать их на землю, необходимо пользоваться краном.

Трубы следует укладывать на площадке, подложив под них деревянные бруски для предохранения от провисания и загрязнения. Нельзя укладывать НКТ на землю. На резьбовую часть каждой трубы должно быть навинчено предохранительное кольцо.

С целью проверки состояния труб перед подъемом с мостков через трубу необходимо пропустить шаблон длиной 0,5 - 1,0 м и диаметром на 2 - 3 мм меньше внутреннего ее диаметра. Нижний конец трубы нужно поддерживать, следя за выходом шаблона.

Перед свинчиванием трубы необходимо металлической щеткой тщательно очистить от грязи резьбу, как муфты, так и ниппеля и смазать резьбы специальной смазкой.

Ударять ручником (кувалдой) по муфте в целях облегчения свинчивания или отвинчивания труб не разрешается.

При подъеме из скважины трубы следует укладывать на мостки с деревянными подкладками между рядами.

Насосные штанги. Эксплуатация насосных штанг.

Насосные штанги - стальные стержни круглого сечения, соединяемые между собой муфтами. Предназначены, для передачи возвратно-поступательного движения от станка-качалки к плунжеру скважинных насосов. С их помощью осуществляется спуск и подъем вставных скважинных насосов.

Штанга имеет резьбу и участок с квадратным сечением для захвата ее ключом при свинчивании развинчивании резьбового соединения. Для повышения износоустойчивости и снижения воздействия коррозионной среды штанги подвергают термообработке.

Сальниковый (полированный) шток - самая верхняя штанга в колонне, предназначенная для обеспечения герметичности устья скважины при возвратно-поступательных перемещений колонны насосных штанг внутри устьевого сальника. Их изготавливают из термически обработанного круглого стального проката. Подвешивают их к головке балансира станка-качалки на канатных подвесках, а с колонной насосных штанг соединяют с помощью муфты.

Для предотвращения износа насосных штанг и муфт применяют протекторные муфты.

С целью устранения продольного изгиба нижней части колонны штанг, применяют утяжеленный низ. Собирается он из сплошных трубчатых штанг большого сечения и состоит из секций длиной 4 - 5 м.

Эксплуатация насосных штанг. Работоспособность насосных штанг зависит от правильного обращения с ними при транспортировке, хранении и эксплуатации. Следует соблюдать следующие правила.

Не допускать составления одноступенчатых колонн или отдельных ступеней многоступенчатых колонн из штанг различных марок.

При спуске в скважину новых штанг необходимо оставлять на мостках три - четыре запасные той же марки для замены в случае необходимости.

При развинчивании колонны во время запрещается обстукивать штаги ключом, муфты должны навинчиваться от руки до соприкосновения их торца с буртом.

Резьбовые соединения перед свинчиванием штанг необходимо тщательно очистить от грязи, смазать, а затем свинтить при необходимом крутящем моменте.

Необходимо внимательно следить за правильной установкой штанг в элеватор, во избежание их изгиба. Выпрямлять искривленные штанги запрещено, их следует отбраковывать.

Для предохранения их от повреждений, скопления грязи и влаги при хранении и транспортировке на открытую резьбу штанги навинчивают предохранительный колпачок, а на открытый конец муфты - предохранительную пробку.

Инструменты для ловли и извлечения из скважин НКТ

Инструменты, предназначенные для ловли (захвата) и извлечения из скважины бурильных, насосно-компрессорных труб, штанг, тартального каната, каротажного кабеля, кабеля УЭЦН и других предметов, называют ловильными.

Универсальный эксплуатационный метчик МЭУ предназначен для ловли НКТ за внутреннюю поверхность врезанием в последнюю. Представляет собой единый массивный стержень, в котором совмещены удлиненный конус и цилиндр. В цилиндре нарезана внутренняя замковая резьба для соединения с бурильными трубами, а на поверхности удлиненного корпуса - резьба специального профиля для врезания в тело аварийной НКТ и 4 -5 канавки для выхода стружки при врезании. Метчик имеет сквозное отверстие для прохода промывочной жидкости.

Специальный эксплуатационный метчик МЭС (метчик-калибр) предназначен для захвата НКТ за резьбу муфты и извлечения аварийных труб. Конструкция МЭС аналогична конструкции МЭУ, отличие лишь в том, что на нижнем конце метчика нарезана ловильная резьба по профилю резьбы соответствующего размера НКТ, но с увеличенным натягом.

Универсальный бурильный метчик МБУ предназначен для ловли колонны бурильных труб.

Специальный замковый метчик МСЗ предназначен для ловли аварийных бурильных труб за внутреннюю замковую резьбу.

Колокола К и КС (КСБ) предназначены для ловли НКТ с нарезанием резьбы на их наружной поверхности. Конусность ловильной резьбы 1:16.сквозные колокола применяются для ловли НКТ за наружную поверхность верхней муфты, когда из нее выступает концы меньшего диаметра или других предметов.

Овершот ОЭ предназначен для извлечения из скважины неприхваченных НКТ. Состоит из цилиндрического корпуса, внутри которого находится кольцо с тремя пружинами.

Труболовки внутренние освобождающиеся ТВМ-1, ТВМ 60-1, ТВМ 73-1, ТВМ 89-1, ТВМ 114-1 (1 - исполнение) предназначены для захвата за внутреннюю поверхность НКТ, состоят из механизмов захвата и фиксации плашек в освобожденном положении. В них предусмотрен сквозной продольный канал для промывочной жидкости.

Труболовки внутренние неосвобождающиеся ТВ состоят только из механизма захвата, который изготавливают в двух исполнениях: одноплашечный и шестиплашечный.

Труболовки наружные освобождающиеся ТНО 116-76 и ТНО 136-89 предназначены для захвата за наружную поверхность аварийных НКТ (или муфт) и извлечения колонны целиком или по частям путем отвинчивания труб. При необходимости труболовку освобождают от захвата и извлекают из скважины.

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-168 предназначен 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 ШК предназначен 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-114 предназначен 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 19/146 используется 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 ФЗ предназначен 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-1 состоит 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 ФЗЭ предназначен 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 фрезерования прихваченных 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 ФМ предназначены 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 ФЗК предназначен 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 ФП предназначен 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 ФКК предназначен 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 1 предназначены 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:

Ш Подачи изоляционного реагента, кислоты в заранее выбранный интервал

Ш Проведение гидроразрыва пласта (ГРП) для предотвращения повреждений эксплуатационной колонны

Ш Изоляции негерметичности (дефекта) эксплуатационной колонны

Ш Одновременно-раздельного закачивания жидкости и одновременно-раздельной добычи нефти или газа

Ш 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:

Ш ПВ - перепад давлений направлен вверх

Ш ПН - перепад давлений направлен вниз

Ш ПД - перепад давлений направлен как вниз, так и вверх.

По способу создания сил, деформирующих уплотнительный элемент, пакеры делятся на:

Ш механические - уплотнение происходит под действием веса колонны труб.

Ш 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 ј 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 ПНГС состоит 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 - 1 предназначен 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 - 500 предназначен 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-1 предназначены 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-1 состоит 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:

Ш Ремонты при глубине скважины до 1500 метров

Ш 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:

Ш Требованиями технологии рациональной разработки месторождения, залежи, пласта.

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

Ш Несоответствием конструкции скважины условиям эксплуатации и разработки месторождения.

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

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

Ш 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:

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

Ш Изучения гидродинамических и температурных условий ремонтируемого участка ствола.

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

Ш 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 печать предназначена 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 печать предназначена 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 - 2 имеет 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.

Исправления дефектов в колонне

К дефектам, которые можно исправить, относят смятие и слом экс.колонны. смятие колонны оценивают по изменению внутреннего диаметра колонны. Смятие колонны оценивают по изменению внутреннего диаметра колонны. Если смятие по длине равно одному - двум наружным диаметрам обсадной колонны, в результате чего внутренний диаметр сузился до 0,85 номинального значения, то его считают незначительным.

Если смятие по длине равны трем и более диаметра экс.колонны, в результате чего сузился ее внутренний до 0,8 номинального значения, то смятие считают значительным.

Места смятия исправляют оправочными долотами, конусными и грушевидными фрезерами. Эти работы проводят инструментом диаметром на 4 - 5 мм больше минимального диаметра в смятой части, спускаемым до необходимой глубины. Затем с помощью ротора начинают вращать с частотой 40 - 80 об/мин. Обработав смятый участок колонны первым оправочным долотом, инструмент поднимают, заменяют долото на другое диаметром на 5 мм больше предыдущего. По мере расширения места смятия используют несколько долот так, чтобы образовался свободный проход для пропуска шаблонов. Образовавшийся дефект изолируют от возможного проникновения вод и осыпания породы.

Разбуривание цементных пробок, очистка колонны от цементной корки

Цементные пробки разбуривают роторным способом, турбобуром или винтовым забойным двигателем.

При разбуривании их роторным способом применяют пикообразные долота, а в интервале фильтра в комбинации с райбером: долото разбуривает цементную корку, а райбер центрирует долото и оправляет колонну.

При разбуривании цементных мостов используют также секционные турбобуры и забойные винтовые двигатели в сочетании с долотами соответствующих диаметров. Для промывки применяют техническую воду или буровой раствор.

Цементную корку со стенок экс.колонны очищают пикообразным или трехшарошечным долотом, грушевидными фрезерами, ступенчатыми фрезерами и скребками с режущими лезвиями, роторным или турбинным способом.

Ремонтно - изоляционные работы

Ремонтно-изоляционные работы (РИР) - работы по перекрытию путей проникновения вод в эксплуатационный объект скважины и отключение от нее отдельных пластов и обводненных интервалов. Эти работы - одно из основных средств по увеличению степени извлечения нефти из пласта.

РИР скважин проводят в случаях, когда необходимо:

Ш Обеспечить изоляцию продуктивных объектов от вод.

Ш Создать цементный стакан на забое скважины или цементный мост в колонне.

Ш Перекрыть фильтр при переводе скважины на выше - или нижезалегающий горизонт.

Ш Создать цементный пояс в призабойной зоне скважины для надежной изоляции.

Ш Перекрыть дефекты в экс.колонне.

Ш Изолировать продуктивные горизонты друг от друга в интервале спуска экс.колонны или хвостовика при зарезке и бурении второго ствола.

Ш Закрепить призабойную зону скважины с целью уменьшения пробкообразования.

Основное требование к технологии - обеспечение закачки рабочих растворов изоляционного агента в скважину и продавливание в изолируемый интервал. Это достигается за счет исключения из технологии условий и операций, способствующих разбавлению рабочих растворов, а так же в результате заполнения скважины однородной по плотности жидкости; применение рабочих растворов плотностью большей, чем плотность жидкости, заполняющей скважину; использования разбуриваемых пакеров.

Тампонирование под давлением через обсадную колонну

Применяют для изоляции сквозных дефектов обсадных колонн и наращивание цементного кольца за ними, а так же для тампонирования каналов межпластовых перетоков между непродуктивными горизонтами.

На колонный фланец герметично крепят устьевую арматуру, через которую цементный раствор закачивают в колонну и затем продавливают в изолируемую зону под давлением. Скважину оставляют в покое на период ожидания затвердевания цемента (ОЗЦ) под воздействием достигнутого давления или предварительно снизив его (не более 50 Атм./мин) до планируемого.

Для устранения негерметичности обсадных колонн, когда местоположение дефекта не установлено, применяют тампонирование под давлением с непрерывной прокачкой тампонирующей смеси по затрубному пространству скважины. Для этого, нижний конец НКТ устанавливают на 5 -10 м выше искусственного забоя. В качестве материала используют гелеобразующие отверждающиеся полимерные тампонажные материалы. Приготовленную смесь закачивают в затрубное пространство, не превышая допустимого давления в колонне. По мере перехода раствора из затрубного пространства НКТ постепенно уменьшают подачу насосов, снижают давление прокачки на 20 - 30% ниже первоначального и вымывают излишки смеси на поверхность. Поднимают НКТ, и скважину оставляют на ОЗЦ.

Установка цементного моста

При установке цементных мостов в непоглощающих скважинах, прежде всего их промывают в течении 1,5 - 2 циклов для выравнивания плотностей промывочной жидкости в НКТ и в затрубном пространстве. Приготовленный объем цементного раствора закачивают в НКТ и продавливают промывочным раствором до равновесия столбов жидкости в НКТ и затрубном пространстве. Объем продавочной жидкости определяется следующим образом: путем деления объема закачанного в НКТ цементного раствора (в литрах) на объем одного метра экс.колонны (в литрах) определяют высоту столба, которую займет цементный раствор в колонне. Затем эту величину вычитают из общей длины спущенной в скважину НКТ. Полученную величину умножают на объем 1 м НКТ и определяют объем продавочной жидкости.

Башмак НКТ поднимают до верхней границы устанавливаемого моста и излишки цементного раствора вымывают. Затем НКТ поднимают на 20 -30 м, скважину заполняют и ожидают затвердевание цемента. По истечении времени ОЗЦ проверяют глубину расположения моста и его прочность посадкой НКТ, а герметичность моста - опрессовкой.

Перед установкой цементных мостов в поглощающих скважинах (приемистость более 7 м³/(чМПа)) должны быть приняты меры по ограничению поглотительной способности пластов. Для этого используют измельченные, закупоривающие материалы с размерами частиц 5 - 10 мм (древесные опилки, волокно и т.д.). В качестве жидкости-носителя применяют глинистый раствор, водоцементная суспензия и водоглинистая суспензия. Закачивание закупоривающего материала продолжают до восстановления полной циркуляции. После этого сразу устанавливают цементный мост.

Классификация пластовых вод

По отношению к продуктивным нефтегазоносным горизонтам пластовые воды подразделяются:

Ш Верхняя и нижняя воды залегают в пластах выше и ниже нефтяного пласта

Ш Контурная (краевая и крыльевая) вода залегает в пониженной части нефтяного пласта.

Ш Подошвенная вода в отличие от контурной располагается по всему пласту, занимая нижнюю часть его непосредственно под нефтью. Иногда эта вода залегает в отдельных пропластках, отделяясь от нефти небольшими по толщине глинистыми перемычками.

Ш Промежуточная вода залегает в отдельных пропластках продуктивного нефтяного пласта. При этом контуры нефтеносности пропластков часто не совпадают.