Назовите методы извлечения прихваченных нкт из скважины

Обновлено: 07.07.2024

Инструменты для ловли и извлечения из скважин

Для ловли и извлечения из скважины насосных штанг, тар­тального каната, каротажного кабеля, желонки и других пред­метов применяют удочки различной конструкции, комбиниро­ванные ловители, канаторезки и другие инструменты.

Нешарнирные удочки УО1-168, УКЫ68, УООП1-168 иУОП 1-168, применяемые для ловли .и извлечения из сква­жин тартальных канатов диаметром 19 мм и нее, 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 89-мм бурильных труб для присоединения удочки к последним. На нижний конец муфты бурильных труб навинчивают воронку, служащую направлением и одновремен­но ограничителем входа стержня в -клубок спутанного каната или кабеля.

Каждая удочка имеет свои отличительные особенности, свя­занные со специфическими условиями ловли.

Комбинированный ловитель Л КШТ-168 пред­назначен для ловли и извлечения из скважин насосных штанг всех диаметров как одиночных, так и расположенных в виде пучка (или в два—три ряда), а также 48, 60 и 73-мм НКТ в эксплуатационной колонне диаметром 168 мм и более.

Ловитель (рис. III. 26), спускаемый в скважину на левых бу­рильных трубах, состоит из четырех 'корпусов, соединенных между собой резьбами. В корпусе 1 расположен клапан 4, плашки 3 которого могут переворачиваться в верхнее (раскры­тое) положение, сжимая пружины 2, и возвращаться в исход­ное. Верхний 7, средний 10 и нижний 15 корпуса конструктив­но не отличаются друг от друга. Соединены они ниппелем 9. В каждый корпус вставляются по три плашки 8, 13 и 17. С внутренней стороны плашки имеют зубья, с наружной — конус­ные выступы с профилем сечения в форме «ласточкина хвоста», которые входят в соответствующие пазы корпусов. Сверху на

торцах установлены стаканы 6, 12 и 16, служащие направле­ниями для пружин 5, 11 к 14. С нижним корпусом соединена специальная воронка 18.

Ловитель спускают в скважину на 2—3 м ниже верхнего конца аварийных штанг. Затем, медленно вращая, снова опус­кают вниз. При этом верхние концы одиночных штанг прохо­дят в ловитель, через нижний, средний и верхний корпуса вхо­дят в клапан, откидывают плашки и проникают внутрь ловиль-ных труб. При подъеме ловителя штанги захватываются плаш­ками в одном или в нескольких корпусах ловителя. Грузоподъ­емная сила ловителя 470 кН, масса 128 кг.

Штанголовитель комбинированный ШК (рис. III. 27) предназначен для ловли (за тело и муфту) и из­влечения штанг всех размеров из колонны НКТ диаметрами ?0, 73, 89 мм. Состоит он из корпусов верхнего / и нижнего 9, вилки 2, переводника 4, плашек 5, пружин верхней 3, нижней 6, цанги 7 и винтов направляющих 8.

Основное преимущество таких ловителей — возможность ловли насосных штанг указанных размеров без замены плашек, т. е. за один Спуско-подъем благодаря расположению плашек в два яруса.

Канаторезка 2Кр 19x146 используется в случае обрыва и оставления в скважине тартального каната или каро­тажного кабеля диаметром не более 19 мм в 146-мм эксплуата­ционной колонне 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 режущих 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 480 мм.. Отличается он более высокими показателями фрезерования по металлу (до 20 м). Выполнен в термоизносостойком исполне-

нии. Высота армированного слоя режущей части составляет 25—30 мм.

фрезер ФЗ-1 (базовый типоразмер всех фрезеров ФЗУ состоит из цилиндрического корпуса, нижний конец которого армирован композиционным материалом, а верхний снабжен замковой резьбой для свинчивания с колонной бурильных труб. В отличие от серийных фрезеров типа ФЗ в армированном слое предусмотрены дополнительные промывочные каналы, по кото­рым промывочная жидкость поступает непосредственно в зону резания. Улучшена конструкция армировки и обеспечена боль­шая удельная нагрузка на фрезеруемый объект при одинаковой осевой нагрузке. Увеличена высота армированного слоя. Вве­денные усовершенствования позволили повысить показатели надежности и долговечности фрезеров.

Стандартом предусмотрено 30 типоразмеров фрезеров ФЗ-1.

Фрезер забойный ФЗЭ предназначен для фрезеро­вания аварийных легкосплавных металлических предметов и очистки ствола скважины. На режущем его торце предусмотре­ны зубья (радиальные пазы с установленными в них твердо­сплавными пластинами) и отверстия для подачи промывочной жидкости в зону фрезерования, в верхней части — замковая резьба для присоединения фрезера к бурильной колонне.

Для предохранения внутренней поверхности обсадной колон­ны от зарезания все периферийные режущие кромки зубьев фрезера утоплены в корпусе, в котором предусмотрены сквоз­ные стружкоотводящие противозаклинивающие каналы, и за-плавлены л'атунью.

Для нормального режима работы осевая нагрузка в началь­ный период фрезерования должна быть не более 5 кН с равно­мерным повышением до 25 кН при частоте вращения ротора 60—80 об/мин и подаче промывочного насоса не менее 12 дм 3 /с.

Фрезеры ФЗЭ выпускают 15 типоразмеров.

Фрезер и с т и р а ю щ е-р е ж у щ и и кольцевой Ф.К, предназначенный для фрезерования прихваченных бурильных и НКТ в закрепленных обсадкой колонной скважинах, состоит из корпуса, резьбовой головки и режущей кромки, армированной композицонным материалом, состоящим из дробленного твер­дого карбидо-вольфрамового сплава и материала связки.

В отличие от других конструкций на внутренней поверхнос­ти корпуса этих фрезеров нарезаны винтовые пазы, пересека­ющие вертикальные каналы, расположенные в теле. Направле­ние пазов противоположно вращению фрезера.

Фрезеры ФК выпускают 13 типоразмеров, они могут рабо­тать в колоннах диаметром от 114 до 273 мм. Наружные диа­метры фрезеруемых НКТ от 48 до 114 мм, бурильных труб от 47 до 168 мм.

Фрезеры-ловители магнитные ФМ предназначе­ны для ликвидации аварий в бурящихся и эксплуатационных скважинах путем фрезерования и извлечения мелких металли-


ческих предметов неопределенных размеров и формы с помощью магнита и механизма захвата. Разработаны они в двух испол­нениях: 1) без механического захвата (ФМ) — 13 типоразмеров и 2) с механическим захватом (ФМЗ) — 10 типоразмеров. Все они обеспечивают ликвидацию аварий в эксплуатационных и бурящихся скважинах (закрепленных и не закрепленных обсад­ной колонной) всех диаметров.

Магнитный фрезер ФМ (исполнение 1) состоитиз переводника 1, корпуса 2, магнитной системы 3 (рис. III. 28). Нижняя часть корпуса изготовлена в виде режущей коронки, армированной дробленным твердым сплавом. Магнитная сис­тема представляет собой набор постоянных магнитов цилин­дрической формы из сплава марки ЮН14ДК.25БА.

Магнитный фрезер с механическим захва­том ФМЗ (исполнение 2) состоит из переводника /, корпуса 2, магнитной системы 3 и захватного узла 4 (рис. III. 29). При­меняют его для очистки забоя скважины при засорении круп­ными металлическими предметами. Механизм захвата состоит из шести лопастей.

Фрезер спускают в скважину и, не доводя до забоя на 5—6м, начинают промывку с одновременным вращением 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. У под-

пятого фрезера очищают рабочую часть от металлических пред­метов и промывают ее водой. Присоединительную резьбу очи­щают и смазывают. Магнитный фрезер необходимо хранить отдельно от металлических предметов. Разбирать его следует после полного использования ресурса работы (не менее трех спусков в скважину), так как преждевременный разбор приво­дит к размагничиванию магнитной системы.

Фрезер забойный комбинированный ФЗК предназначен для кольцевого фрезерования по наружному диа­метру и последующего фрезерования по всему сечению неза­крепленных металлических предметов в обсаженной скважине. Состоит он из переводника, торцового и кольцевого фрезеров. Торцевой фрезер имеет промывочные каналы и присоедини­тельную резьбу для хвостовика, режущая его часть армирована.

На внутренней поверхности кольцевого фрезера выполнен ряд чередующихся пазов, направленных по винтовой линии и пересекающих вертикальные промывочные каналы. Режущие кромки армированы композиционным материалом.

Применение фрезеров ФЗК позволяет в ряде случаев со­вмещать работы, выполняемые забойными и кольцевыми фрезе­рами в отдельности, и тем самым сократить спуско-подъемные операции.

Фрезер истирающе-режущий пилотный ФП предназначен для фрезерования в обсаженной колонне насос -но-компрессорных и бурильных прихваченных труб, пакеров, сплошного дна, муфт, хвостовиков, замков, элементов погруж­ных электронасосов и др. В необходимых случаях применяют его для подготовки фрезеруемых объектов к захвату ловильным инструментом.

Фрезер пилотный состоит из хвостовика с присоединитель­ной резьбой и направляющего штока с режущей коровкой, на­конечники которых армированы износостойким композицион­ным материалом. Поверхность пазов штока наплавлена рели­том. В коронке и штоке имеются промывочные каналы.

Фрезер пилотный отличается от забойных наличием направ­ляющего штока, прива!ренного к концу режущей части корпу­са. При фрезеровании шток, заходя в аварийный объект, обес­печивает центровку фрезера и предохраняет инструмент от прихвата и других осложнений.

Применение фрезера пилотного позволяет совместить работы кольцевых и забойных фрезеров -и значительно сократить число спуско-подъемных операций.

Фрезер колонный конусный ФКК предназначен ля фрезерования поврежденных мест (смятий, сломов) эксплу-'Тационных и обсадных колонн скважин под шаблон соответ-гвующего размера, а также при калибровке обсаженного

зла скважины для очистки его внутренней поверхности от ^ментной корки. В верхней части его корпуса выполнена зам-резьба для присоединения « колонне бурильных труб.

Цилиндрическая, коническая и нижняя торцовые части фрезера оснащены режущими зубьями, в пазах которых уста­новлены твердосплавные пластины.

Фрезеры ФКК изготавляют в двух исполнениях: с боковыми промывочными отверстиями, расположенными под углом к оси инструмента, с центральными и боковыми промывочными от­верстиями.

Пакеры и якори

П а к е р ы — специальные устройства, предназначенные для разобщения отдельных участков ствола скважины, разобщения пластов и изоляции подъемной колонны труб от воздействия среды в процессе эксплуатации скважин и при ремонтно-изоля-ционных работах в них. Их широко применяют при проведении многих технологических операций: гидроразрыве, кислотных и термических обработках пласта, изоляционных работах и т. д. Для раздельной эксплуатации двух пластов одной скважиной по параллельным рядам подъемных труб используют двухпро-ходные пакеры.

В зависимости от направления действующих усилий разли­чают пакеры следующих типов.

ПВ — перепад давлений направлен вверх; ПН — перепад давлений направлен вниз; ПД — перепад давлений направлен как вниз, так и вверх. Якоря — устройства, предназначенные для закрепления колонны подъемных труб за стенку эксплуатационной колонны с целью предотвращения перемещения скважинного оборудова­ния под воздействием нагрузки.

Якоря применяют преимущественно с пакерами типа ПВ и ПН.

Пакер типа ПН-ЯМ, предназначенный для разобще­ния участков эксплуатационной колонны нефтяных и газовых скважин и защиты ее от воздействия пласта, состоит из уплот-нительного устройства, плашечного механизма и фиксатора типа байонетного замка.

На стволе свободном насажены конус • и уплотнительные манжеты. Плашки, входящие в пазы плашкодержателя в паке-рах с наружным диаметром 118 и 136 мм (рис. 111,30,6), при-

жимаются к конусу за счет усилия пружин, в остальных (рис. III. 30, а) плашкодержатель фиксируется со стволом и цилинд­ром захватами. Корпус фонаря соединен с замком, имеющим фигурный паз, в котором может перемещаться палец, связан­ный со стволом. Посадка пакера проводится путем приподъема труб на расстояние, необходимое для создания на него расчет­ной осевой нагрузки, поворота на 1,5—2 оборота вправо и за­тем спуска труб вниз. Благодаря трению башмаков о стенку эксплуатационной колонны обеспечивается неподвижность кор­пуса фонаря и плашек. Палец при повороте скользит по фигур­ному пазу и опускается вниз совместно со стволом.

В пакере (см. рис. III. 30, б) при движении ствола конус раздвигает плашки и последние закрепляются на стенке экс­плуатационной колонны. В пакере (см. рис. III. 30, а) ствол совместно с головкой, упором, манжетами, конусом, плашками и плашкодержателем, опускаясь, доходит до упора в цилиндр. При этом захваты заходят в паз, освобождая ствол, а конус раздвигает плашки в радиальном направлении и закрепляет их. Сжатие манжет и герметизация разобщаемых пространств происходит при дальнейшем опускании ствола за счет массы колонны подъемных труб. Пакер извлекается из скважины в результате подъема труб. При этом освобождаются манжеты, а ствол своим буртом вытягивает конус из-под плашек, кото­рые, освобождаясь, одновременно приводят корпус плашек с захватами в исходное положение. При подъеме труб и поворо­те их влево на 1,5—2 оборота палец на стволе автоматически входит в фигурный паз башмака, благодаря чему пакер может быть посажен повторно без извлечения из скважины.

Пакер ПН-ЯГМ (рис. III. 31), предназначенный для разобщения участков эксплуатационных колонн нефтяных и газовых вертикальных и наклонных скважин, состоит из уплот­няющего, заякоривающего, клапанного устройства и гидропри­вода. Для посадки его в подъемные трубы сбрасывают шарик. Жидкость под воздействием давления через отверстие а в стволе попадает на поршень. При давлении 10 МПа поршень толкает плашкодержатель, срезает винты, плашки надвигают­ся на конус и, упираясь в стенки эксплуатационной колонны, создают упор для сжатия уплотнительных манжет. Под дейст­вием массы труб плашки внедряются в стенку эксплуатацион­ной колонны, обеспечивая заякоривание и герметичность раз­общения. Проходное отверстие пакера открывается при уве­личении давления до 21 МПа. При этом срезаются винты, и седло с шариком выпадает. Пакер извлекают при подъеме ко­лонны труб. Во время снятия осевой нагрузки освобождаются манжеты, и ствол, двигаясь вверх, тянет за собой конус, кото­рый освобождает плашки.

Якори ЯГ и ЯГ1 предназначены для предотвращения скольжения скважинного оборудования внутри эксплуатацион­ной колонны труб.

Якорь ЯГ (рис. Ц1.32,а). На стволе его уста­новлен конус, имеющий на­правляющие для плашек, вставленных в Т-образные пазы плашкодержателя. Якорь, спускаемый в сква­жину на колонне подъемных труб, закрепляется при по­даче жидкости в трубы под давлением.

Жидкость, попадая под поршень, срезает винты, перемещает плашкодержа­тель и плашки вверх, кото­рые, натягиваясь на конус, расходятся в радиальном направлении и заякорива-ются на внутренней стенке эксплуатационной колонны труб. Якорь освобождается при подъеме колонны труб. При этом ствол движется вверх совместно с конусом, конус вытягивается из-под плашек, освобождая их.

Якорь ЯП (см. рис. 32, б) состоит из корпуса, в окна которого вставлены плашки, удерживаемые пру­жиной в утопленном поло­жении. Планки, ограничи­вающие ход плашек в ра­диальном направлении, кре­пятся на корпусе при помо-Щи винтов. Закрепление

якоря в колонне происходит при выдвижении плашек наружу в радиальном направлении и внедрении в стенку эксплуатаци­онной колонны. После прекращения нагнетания жидкости плаш­ки под действием пружин возвращаются в исходное положение, в результате чего освобождается якорь.

Эксплуатация пакеров и якорей. Прежде чем спустить в скважину пакер, необходимо обследовать колонну конусной печатью и установить проходимость шаблоном с устья до верхних отверстий фильтра. Длина и диаметр шаблона :олжны быть несколько 'больше соответствующих размеров па­кера и якоря. При этом шаблон должен свободно проходить до необходимой глубины. В противном случае устраняют повреж-

дения или очищают стенки колонны труб от цементной корки, отложений парафина, солей и продуктов коррозии.

Перед каждым спуском пакера проверяют: подвижность фо­наря и штока; целостность уплотнительных элементов (манже­ты, имеющие дефекты, заменяют новыми); надежность крепле­ния резьбовых соединений. При этом особое внимание обраща­ют на резьбовое соединение головки со штоком. В качестве «мазки применяют графитную УСА или заменитель — смесь .'80% жирового солидола УС-2 или УС-3 с 20% графита.

В пакерах, имеющих плоские пружины, проверяют наличие •трещин или надломов (особенно в местах заклепочных соеди­нений), а с опорой на забой выбирают длину хвостовика с •таким расчетом, чтобы пакер находился на расстоянии 5—7м выше верхних отверстий фильтра. После установки на задан­ной глубине его испытывают на герметичность агрегатом.

Перед каждым спуском якоря проверяют: надежность креп­ления резьбовых соединений корпуса с головкой и хвостовиком; герметичность уплотнений и выдвижение плашек при избыточ­ном внутреннем давлении. С этой целью якорь спрессовывают в течение 5 мин, вставляя его в отрезок обсадной трубы соот­ветствующего диаметра. Давление опрессовки должно быть на 25% больше максимального рабочего давления для данного якоря. Утечки через резьбовые соединения не допускаются, их устраняют. Затем якорь спрессовывают вторично и, лишь убе­дившись в отсутствии утечек, спускают в скважину. При боль­шой скорости спуска гидравлического якоря и малом диаметре труб вследствие возникновения избыточного давления возможно произвольное его закрепление. Во избежание этого скорость спуска должна быть примерно 3 м/с для 89-мм труб и 4 м/с для 102-мм труб. Пакер следует поднимать на поверхность через 1—2 ч после того, как будет снято давление на забое. Якорь от связи с колонной освобождают созданием давления в затруб-ном пространстве.

После подъема этих устройств их тщательно промывают и очищают от грязи, песка и парафина. Особенно тщательно очищают от нефти резиновые манжеты. Затем пакер и якорь разбирают для осмотра или замены вышедших из строя дета­лей; смазывают трущиеся поверхности и резьбу.

При заклинивании пакера в скважине колонну НКТ враща­ют по часовой стрелке. При этом якорь отвинчивается от па­кера и извлекается на поверхность вместе с НКТ. В скважину спускают режуще-истирающий (кольцевой фрезер ФК, офрезе-ровывают пакер и извлекают его на поверхность.

Извлечение труб, прихваченных цементом

Для извлечения зацементированных труб необходимо освободить их от цементного камня между трубами и стенками колонны.

Для этого вначале отвинчивают трубы до места прихвата цементом и извлекают их.

Затем трубным или кольцевым фрезом офрезеровывают зацементированные трубы.

С этой целью используют ловильный инструмент освобождающегося типа и за 1 рейс фрезеруют, захватывают, отвинчивают и поднимают трубы.

Длина фрезера с направлением может быть различна, но не менее 10 м.

Непосредственно над направлением устанавливают ловильный инструмент.

Фрезерование и отвинчивание производят с таким расчетом, чтобы конец оставшихся в скважине труб был фрезерован от цементного камня.

Во время фрезерования нагрузка на фрез не должна превышать 1-2 т.

Чрезмерные нагрузки могут привести к поломке и оставлению в скважине части или фрезера с направлением.

Во время обработки колонны рекомендуется интенсивно промывать скважину жидкостью глушения, чтобы обеспечить вынос разбуренного цемента.

После подъема фрезер с направлением осматривают - нет ли трещин, слома зубьев.

Извлечение прихваченных труб

Обычно трубы оказываются прихваченными пробкой в нижней части, за исключением случаев, когда этот вид аварии произошел вследствие слома верхней части экс.колонны.
Существует несколько способов освобождения НКТ.
Один из них - расхаживание, т.е. попеременная натяжка и посадка колонны труб. Во избежание обрыва НКТ нагрузка при натяжке колонны должна быть на 60 - 70% меньше разрывных усилий для данного диаметра и марки труб. Расхаживать ее следует равномерно при натяжке не более 0,3 - 0,5 м за один прием, при этом периодически оставляют трубы в натянутом положении (на вытяжке). Продолжительность натяжек зависит от схемы лифта и диаметра спущенных НКТ, глубины скважины, характера и места прихвата. Если после первых двух - трех натяжек при одной и той же нагрузке удается поднять трубы за каждый прием на 0,3 - 0,5 м, то это указывает на то , что есть возможность полностью освободить прихваченные НКТ путем расхаживания. В противном случае расхаживание следует прекратить.
Иногда путем длительного расхаживания удается поднять трубы только на 5 - 10 м. Это объясняется тем, что расхаживании и подъеме труб пробка в затрубе уплотнилась до такой степени, что дальнейшее расхаживание уже нерационально. В таких случаях для освобождения от прихвата НКТ внутри них размывают пробку с помощью труб меньшего диаметра с таким расчетом, чтобы, не вскрывая башмака, полностью вымыть песок из них до чистой воды, а затем продолжить промывку ниже башмака. Длительной промывкой ниже башмака удается размыть песчаную пробку за трубами, и полностью освободить их от прихвата.

ЛОВЛЯ НАСОСНЫХ ТРУБ И ШТАНГ, ПОДЗЕМНОГО ОБОРУДОВАНИЯ И ОТДЕЛЬНЫХ ПРЕДМЕТОВ

Наиболее сложной и трудоемкой ловильной работой является извлечение труб, упавших вместе со штангами, которые ломаются и располагаются в колонне труб в несколько рядов. Часто штанги образуют в трубах спираль или скручиваются в клубок, трудноподдающийся извлечению.

Сравнительно легко ликвидируются аварии при падении на­сосных труб без штанг, особенно если трубы падают с неболь­шой высоты или в скважине, заполненной жидкостью, а также в случае, когда на нижнем конце труб имеется какой-либо инструмент или подземное обрудование, препятствующее резкому падению труб. При этом трубы чаще всего лишь искривляются в нижней части и легко поддаются извлечению за верхний конец. Падение колонны штанг во время работы глубинно-насосной установки вследствие обрыва или развинчивания сопровождается падением штанг в жидкости, часто на небольшую высоту. При этом штанги остаются внутри колонны труб и относительно легко могут быть извлечены. Если же падение колонны штанг происходит при спуско-подъемных операциях во время ремонта скважины, то штанги нередко падают со значительной высоты, и колонна труб бывает только частично заполнена жидкостью.

При сильном ударе о забой насосные трубы иногда искрив­ляются в виде спирали или разрываются на отдельные ленты и куски. Штанги выпадают из труб и становятся рядом с ними, иногда в несколько рядов, а в отдельных случаях обвивают насосные трубы, образуя плотные пробки. Ликвидация таких осложненных аварий носит затяжной характер и может оказаться безрезультатной, так как все сечение эксплуатацион­ной колонны заполняется бесформенной массой металла.

При таких сложных авариях обычно пользуются сначала наружными ловильными инструментами в виде различных комбинированных колоколов, которые значительно ускоряют процесс ликвидации этих аварий в эксплуатационных колоннах скважин, если имеются отдельно торчащие концы труб или штанг. Пользуются также фрезером для расфрезерования штанг и труб. Эта работа очень трудоемка, и аварийные трубы и штанги извлекаются на поверхность частями.

Для придания верхнему концу извлекаемой трубы цилиндрической формы сначала применяют специальную обжимную коронку, сделанную из вязкой и мягкой стали. При помощи коронки концы деформированных труб и штанг пригибаются под действием давления и ударов вдоль оси скважины и входят внутрь корпуса коронки. Чтобы при этом срезался металл, зубья обжимной коронки не армируют твердым сплавом. Если коронкой не удается обжать конец извлекаемых труб, так как они представляют собой бесформенную массу металла, то спускают фрезер и вытачивают тело цилиндрической формы, которое затем захватывают колоколом.

При авариях в скважине может остаться различное подземное оборудование и отдельные металлические предметы, кото­рые в большинстве случаев имеют цилиндрическую форму: желонки, глубинные насосы, песочные и газовые якори, перфораторы, различные переводники, патрубки и др. Одним из основных условий успешной ловли и извлечения такого подземного оборудования является определение при помощи печатей их точного состояния и положения в эксплуатационной колонне. Если предмет находится в скважине в свободном состоянии, его можно извлечь каким-либо ловильным инструментом в за­висимости от характера верхнего концааварийного предмета (труболовкой, колоколом, овершотом, метчиком, метчиком-калибром). Если же предмет прихвачен в скважине песчаной пробкой, то до начала работы ловильным инструментом необходимо тщательно промыть скважину и обмыть этот предмет при помо­щи коронки, спущенной на колон­не бурильных труб.

Для извлечения из скважины желонок, прихваченных в процессе чистки песчаных пробок, применяют два специальных инструмента — канаторезку, предназна­ченную для резания тартального каната, на котором подвешена же­лонка, и вилку, которой захватывают и извлекают желонку.


Канаторезка Кр 1-6 5/8" (рис. 12.27), работающая в колоннах диаметром 168 мм и более, состоит из двух самостоятельных частей: штока 1, свинченного с муфтой 2, при помощи которой он соединяется с бурильными трубами, и кожуха 3, свинченного с ниппелем 4. Кожух может свободно скользить вдоль штока до упора в нижнюю часть корпуса. В штоке и кожухе имеются продольные окна, предназначенные для пропуска каната при спуске инструмента в скважину; окно в кожухе заканчивается поперечнымпазом, в который вставляется верхний резец 5, закрепляемый вин­тами 6. На шток надевается нижний резец 7, имеющий форму цилиндрической втулки, внутри которой сделана конусная расточка, благодаря чему образуется режущая кромка резца. Нижний резец поддерживается упорным кольцом 8, навинченным на шток. Резцы канаторезки изготовляются из специальной стали и подвергаются термообработке — закалке и отпуску.

Работа с канаторезкой ведется следующим образом. Тар-тальный канат перед спуском инструмента в скважину обрубают на устье, пропускают конец каната через окна в кожухе и штоке канаторезки и вновь сращивают с канатом, намотан ным на тартальный ба-

Рис. 12.27. Канаторезка. бан. Затем канаторезку спускают на бурильных тру бах в скважину так, чтобы верхний резец упирался в канат,

для лучшего прохождения канаторезки вдоль каната его натяжение несколько ослабляют.

Когда инструмент дойдет до дужки желонки, канат натягивают и приподнимают бурильные трубы. При этом шток движется вверх вдоль кожуха, резцы сближаются между собой и после одного или нескольких рывков канат отрезается. За­тем извлекают из скважины сначала отрезанный канат, а потом бурильные трубы с ка­наторезкой. После этого мож­но приступить к ловле желон­ки, для чего применяют дву­рогую вилку (рис. 12.28). Ниж­ний конец этого инструмента имеет форму вилки, в проре­зях которой шарнирно на оси располагается защелка.

При спуске двурогой вилки в скважину, когда инструмент упирается в дужку желонки, защелка приподнимается, пропуская дужку внутрь, а затем под действием собственного веса, а также силы упругости пластинчатой пружины вновь спускается, захватывая желонку, и она извлекается на поверхность.


предметов, упавших в скважину, бывают очень разнообразны. Для этой цели применяются весьма своеобразные виды ловильного инструмента: ерш, паук, пикообразное долото, различных видов фрезеры, сверло, штопор, клещи и др.

Предметы, упавшие в скважину, часто образуют на забое как бы металлическую пробку, которая весьма трудно поддается извлечению. Иногда отдельные падающие предметы заклиниваются по пути на различных глубинах и создают перемычки в виде патронных пробок. Если известно, какой предмет упал в скважину, извлечение его упрощается. Если же упавший предмет и положение его не известны и это трудно установить при помощи печати, то работы намного усложняются. Мелкие металлические предметы — кувалды, цепи ключей, сухари, шарошки долота и др. — извлекают различного рода пауками. Если в месте извлечения этих предметов в скважине находится песчаная или глинистая пробка, то применение паука особенно эффективно.

Рис. 12.28. Двурогая вилка. 1-корпус; 2-защелка; 3-пластичная пружина Паук простейшего типа показан на рис. 12.29. Для ловли небольших металлических предметов широкое применение получил магнитный фрезер.

В качестве материала для магнита используется выгокомагнитный сплав магнико, который имеет ряд ценных качеств, позволяющих использовать его при ловильных работах: он слабо размагничивается, и срок действия магнита продолжается до 1 года и более; его магнитные свойства сохраняются при коррозии независимо от вибраций, ударов, резких колебаний и изменений температуры.

Для предупреждения неполадок при работе с магнитным фрезером его спускают на бурильных трубках. Не доводя 6—7 м до места ловли, спуск фрезера продолжают с промывкой и вращением на малых оборотах. Дойдя до места ловли, воронка, вращаясь, собирает в центр забоя находящиеся в колонне металлические предметы, которые сближаются с нижним полюсом магнитного фрезера. После работы фрезера на забое в течение около 10 мин. промывку прекращают и начинают поднимать инструмент.


Недостатком магнитного фрезера является отсутствие сигнала, указывающего на наличие захваченного предмета

Рис. 12.29 Трубный паук:

а-перед спуском; б-перед подъёмом с забоя

ОДНОВРЕМЕННО-РАЗДЕЛЬНАЯ ЭКСПЛУАТАЦИЯ НЕСКОЛЬКИХ ПЛАСТОВ ОДНОЙ СКВАЖИНОЙ

В последние годы распространены специальные виды оборудования, позволяющие раздельно эксплуатировать несколько пластов, вскрытых одной скважиной. При этом вскрытые пласты не сообщаются между собой, и их продукция поступает на поверхность под действием разных давлений. Каждый пласт эксплуатируется с заданным для него технологическим режимом.

Серийно выпускаемое оборудование обеспечивает возможность разработки двух пластов по следующим схемам:

1) Фонтан — фонтан (оба вскрытых пласта эксплуатируются фонтанным способом);

2) насос — фонтан (нижний пласт эксплуатируется с помощью штангового насоса, а верхний — фонтанным способом);

3) фонтан — насос (нижний пласт эксплуатируется фонтанным способом, а верхний — штанговым насосом);

4) насос — насос в вариантах: штанговый насос — штанговый насос; ЭЦН — штанговый насос, штанговый насос — ЭЦН (принято также к производству оборудование для эксплуатации по варианту ЭЦН — ЭЦН).

Имеется также оборудование для раздельного нагнетания воды (под разными давлениями) в два пласта, вскрытых одной скважиной. Для каждой из перечисленных схем предназначены различные виды оборудования. Например, для осуществления схемы фонтан — фонтан имеются конструкции, предусматривающие подъем жидкости из каждого пласта на поверхность по параллельно спущенным двум колоннам подъемных труб и по двум концентрическим колоннам. Применяют также конструкцию, предусматривающую подъем жидкости из обоих пластов по одной колонне подъемных труб. Схема такого оборудования приведена на рис. 13.1.

В скважину на колонне насосно-компрессорных труб 1 спущен пакер 9, который располагается между пластами, разобщая

их в обсадной колонне. Выше пакера на тех же трубах помещен разобщитель 8, представ­ляющий из себя полый цилиндр, заключенный в кожух. Продукция нижнего пласта поступает в цилиндр через его торцевое отверстие, а верхнего пласта — через отверстия в боковых стенках кожуха разобщителя. Вверху этот кожух соединяется с обводной трубой 3, уплотненной сверху сальником 2. Ниже сальника в стенках насосно-компрессорной трубы имеются отверстия, через которые продукция верхнего пласта поступает в подъемную колонну, смешиваясь там с продукцией нижнего пласта.

В цилиндр разобщителя устанавливается плунжер 7, который удерживается в нем с помощью замкового устройства 4 и уплотняется манжетами 6. В скважину его спускают на проволоке и отцепляют от нее с помощью специального устройства — автоотцепа. В плунжере вмонтирован забойный штуцер 5. Конструкция плунжера допускает возможность установки этого штуцера на пути потока жидкости из одного или другого пласта. Место его размещения и диаметр определяют заранее по данным исследования скважин. Суммарный дебит нефти из обоих пластов можно замерить с помощью установок, расположенных на поверхности. Для измерения дебита нижнего пласта необходим специальный прибор — глубокий дебитомер, спускаемый в скважину на проволоке или электрическом кабеле на глубину ниже отверстий, через которые продукция верхнего пласта поступает в насосно-компрессорные трубы. Дебит верхнего пласта определяют путем вычитания дебита нижнего пласта из суммарного дебита.

Описанное оборудование можно применять, если допустимо смешивание продукции обоих пластов. В противном случае следует применять схемы с параллельным или концентрическим лифтом.

Вопрос 28. Методы освобождения и извлечения из скважины прихваченных труб

Трубы могут быть прихвачены в скважине песком, цементом, отложениями солей, продуктами коррозии, и прочими осадками, заклинены металлическими предметами. Прихват возможен как в процессе добычи, так и выполнении технологических или ремонтных операций.

Для освобождения прихваченных труб используют такие методы, как расхаживание, вращение, продавливание пробки, промывка, установка нефтяной ванны, отвинчивание левым инструментом, резание, торпедирование и пр.

Расхаживание заключается в приложении знакопеременной нагрузки к прихваченной колонне труб (попеременно к колонне прилагают растягивающую нагрузку и резкую посадку).

Для освобождения прихваченных в скважине труб и заклиненного оборудования используют также инструменты для создания ударов, вибраций и повышенных усилий. Они значительно облегчают и ускоряют аварийные работы и позволяют проводить их без привлечения дополнительной наземной техники. Эти инструменты устанавливают в колонне труб, при помощи которой производится ликвидация прихватов.

Прихваченную песком колонну труб часто удается освободить путем промывки. Для этого к верхнему концу колонны (если он находится на устье скважины) присоединяют нагнетательную линию и насосами в прихваченные трубы с минимальной подачей закачивают непрерывно воду или нефть. Эффективным средством освобождения прихваченных труб может быть нефтяная ванна. Нефть, проникая в зону прихвата, ослабляет связь между отдельными частицами осадка. Эффективность ванны повышается с добавлением в нефть анионоактивных ПАВ.

Глубина прихвата, т.е. определение длины свободной от прихвата части колонны определяют специальными приборами – прихватомерами и определителями прихвата (прихватоопределителями) различных конструкций.

Отсоединение свободной части прихваченной колонны с правым направлением резьбы отворотом влево может произойти в любом резьбовом соединении.

Оставшиеся в скважине прихваченные трубы извлекают по частям. Для захвата и соединения оставшихся в скважине прихваченных труб и их извлечения, в скважину спускают соответствующие захватные инструменты (калибр, метчик, колокол , труболовка и др.) на ловильных трубах с левой резьбой . В качестве ловильных труб обычно используют бурильные трубы с прочностными характеристиками не ниже прочностных характеристик прихваченных труб.

Трубы отвинчивают вращением ловильной колонны влево (против часовой стрелки).

Иногда колонну удается отвернуть на заданной глубине без специальных устройств и режущих инструментов, если обеспечить в интервале отворота меньшую нагрузку на резьбовые соединения.

Для упрощения операции отсоединения, вместо отворота колонну труб отрезают, для чего используют наружные и внутренние труборезки. Их спускают на конце колонны бурильных или насосных труб, колонну разрезают в заданном сечении путем вращением труборезки. Отрезанную часть колонны труб промывают и извлекают на поверхность.

Для резания используют труборезки различных конструкций

Оставшиеся в скважине засыпанные песком трубы освобождают и извлекают комбинированными ловителями, спускаемыми на колонне бурильных труб.

Если скважинные насосы не извлечены вместе с трубами, для их захвата применяют те же способы и инструменты, что и при извлечении труб.

Если в скважинах оборудованных ЭЦН произошел обрыв труб и кабеля с хомутами, то извлечение труб, кабеля и хомутов производят поочередно.

Вопрос 29. Изоляционные работы вне эксплуатируе­мых объектов.

Ремонтно-изоляционные работы вне продук­тивного пласта связанны с исправлением негер­метичного цементного кольца, наращиванием цемента за обсадными колоннами, устранением нарушений герметичности эксплуатационных колонн. Эти виды работ обусловлены дефектами в конструкции скважин и направлены на ее вос­становление. Их обычно объединяют в ремонтно-восстановительные работы.

Чуждые воды (верхние, нижние, тектониче­ские, с соседней скважины) поступают в сква­жину через отверстия фильтра, через дефекты в колонне, через цементный стакан. К фильтру нижние и верхние воды поступают по заколон­ному пространству, тектонические - по тектони­ческим нарушениям, из соседней скважины – по эксплуатируемому горизонту. Дефект в колонне может быть расположен в непосредственно зоне пласта – обводнителя из которого вода через де­фект поступает в скважину. Если дефект распо­ложен вне обводняющего пласта (выше или ниже), то вода к дефекту поступает по заколон­ному пространству.

Чуждые нижние воды могут поступать в скважину через цементный стакан на забое сква­жины (через башмак или дефект в зумпфе сква­жины).

Изоляция нижних и верхних вод, поступаю­щих по заколонному пространству к фильтру и к дефекту в колонне, изолируют наращиванием цементного кольца за колонной (при его отсутст­вии) и перекрытием каналов движения воды од­ним из способов цементирования под давлением.

Работы по исправлению негерметичного це­ментного кольца в нефтяных скважинах сводится к перекрытию изолирующим материалом имею­щихся в нем каверн, каналов, трещин и т.д.

Отверстия создают в нефтяных скважинах против обводняющего пласта, а в нагнетательных - против поглощающего пласта. Специальные от­верстия могут быть использованы одновременно и для создания непроницаемых пропластков в обводняющем или поглощающем пласте, повы­шающих надежность изоляции.

Возможные схемы изоляции заколонных пе­ретоков, способы цементирования и порядок вы­полнения операций показаны следующие:

1.Через отверстия фильтра

а) вода из верхнего горизонта (ВВ) - нижнюю часть фильтра изолируют, оставляя верхние от­верстия открытыми, которые используют в каче­стве зоны нагнетания за колонну

б) вода из нижнего горизонта (ВН) - верхнюю часть фильтра перекрывают пакером, спущенном на заливочных трубах. Нижние отверстия фильтра оставляют открытыми и используют в качестве зоны нагнетания. Затем в зону нагнета­ния доставляют и задавливают за колонну в ин­тервал разрушения изоляционный материал

2. Через специальные отверстия, являющи­мися зоной нагнетания. - Схема отличается тем, что при изоляции перетоков из верхнего пласта (ВВ) между фильтровой частью скважины и спе­циальными отверстиями устанавливают пере­крывающие устройства (мост, пробка, пакер). Перетоки из нижнего пласта изолируют через за­ливочные трубы с установленным пакером ме­жду специальными отверстиями и фильтром.

Если дефект колонны находится в зоне водо­носного пласта, его используют вместо специ­альных отверстий и изоляционный материал на­гнетают через дефект непосредственно в пласт. В случае проникновения нижней воды в скважину через цементный стакан, башмак или дефект зумпфа скважины, то негерметичный стакан сле­дует разбурить, интервал нарушений промыть и в этом интервале установить новый цементный мост способом цементирования без давления. В случае проникновения чуждой воды из соседней скважины, то цементируют под давлением через отверстия фильтра скважину –обводнительницу.

Подошвенную воду изолируют теми же спосо­бами цементирования, что и нижнюю. При этом следует учитывать, что подошвенная вода может проникать в зону фильтра через поры породы. В этом случае создать за колонной водонепрони­цаемый слой, пересекающий конус обводнения, стандартными технологиями и цементом затруд­нительно. Иногда целесообразно цементирование под давлением производить через отверстия, перфорированные в интервале нефтяного кон­такта.

Наращивание цементного кольца за обсад­ной колонной.В случае отсутствия цемента за обсадными колоннами необходимость ремонта по его нара­щиванию вызвана требованиями охраны недр и окружающей среды. Цель ремонта - предотвра­щение перетоков пластовых и закачиваемых жидкостей из пласта в пласт и выхода их на по­верхность, а также защита колонны от коррозии агрессивными пластовыми жидкостями.

В вопросе наращивания цементного кольца можно выделить следующие основные задачи: 1).выбор метода цементирования (прямое, обрат­ное, комбинированное); 2) способ восстановле­ния циркуляции за обсадной колонной; 3) ликви­дация поглощений в не зацементированной зоне; 4) выбор тампонажного материала; 5)выбор ме­тода перекрытий специальных отверстий; 6)оценка качества наращенного цементного кольца.

Наращивание цементного кольца за эксплуа­тационной колонной производят, в основном, пу­тем закачивания цементного раствора через спе­циальные отверстия или нарушения колонн (прямое цементирование) и с устья – в межко­лонное пространство (обратное цементирование).

Перед наращиванием цемента из заколонного пространства в интервале наращивания удаляют имеющийся там раствор и обломки породы. Зону поглощения ликвидируют путем намыва инерт­ных наполнителей соответствующей концентра­ции или высоковязких смесей на основе полиме­ров.

Порядок работ при наращивании цементного кольца следующий: 1) установка отсекающего моста или изоляция фильтровой части другими методами; 2) прострел отверстий в нижней части интервала цементирования; 3)вызов циркуляции и промывка интервала цементирования; 4) про­давливание в интервал цементирования расчет­ного объема раствора; 5) ОЗЦ и определение на­личия цемента в заданном интервале. Остав­шийся в колонне цемент разбуривают, колонну проверяют на герметичность.

Изоляция пластов с пресными водами и проявлений на устье скважины воды, нефти, газа.Питьевые воды и воды для хозяйственных нужд условно объединены понятием «пресные» и подлежат охране. Они содержатся в верхних го­ризонтах. В процессе бурения разделение между горизонтами с пресными и минерализованными водами нарушается искусственно. С целью со­хранения и предотвращения осолонения, интер­валы с содержанием пресных вод изолируют спуском и цементированием кондуктора. Не за­цементированные интервалы кольцевого про­странства между стенками скважины и колонной, по которым передвигается вода, а также каналы и нарушения в крепи должны быть ликвидированы. Особые требования – тампонирующие смеси по­сле твердения и закупоривания не должны рас­творятся в пресной воде и не оказывать негатив­ного влияния на пресные воды.

Читайте также: