Лопухов А.Н. Справочник инженера по добычи нефти Том 1
Подождите немного. Документ загружается.
Справочник инженера по добыче нефти
А.Н. Лопухов 2008год
151
обрыва. Также, применяют гидравлические печати с резиновым
копирующим элементом, скважинные фотоаппараты и камеры.
Рисунок 6.78 - Типовая схема расстановки техники на кусту при
капитальном ремонте скважин.
1 – подъемный агрегат; 2 – якорь (4шт); 3 – скважины; 4 – блок долива
(емкость); 5 – вагон бытовка; 6 – площадка для спец. техники; 7 – паропередвижная
установка ППУ; 8 – автоцистерна промысловая АЦП; 9 – приемные мостки; 10 –
ГЗУ «Спутник»; 11 – автонаматыватель; 12 – инструментальная будка; 13 –
емкость ГСМ; 14 – эстакада станций управления.
Справочник инженера по добыче нефти
А.Н. Лопухов 2008год
152
Целесообразно рассмотреть результаты исследований в динамике.
Особенно это касается выбора способа воздействия на забой или пласт.
Чем обстоятельнее будет информация, тем успешнее будет ремонт.
Исследование проводится известными способами, представляющими к
настоящему времени широкий выбор: термометрия, дебитометрия, гамма
(ГК) – и нейтронный каротаж (НГК) и другие.
Перевод скважины на другой эксплуатационный объект.
В связи с обводнением эксплуатирующегося пласта может
возникнуть необходимость в переводе скважины на эксплуатацию с
другого пласта, если таковой имеется в разрезе месторождения. При этом
этот пласт может быть ниже или выше эксплуатируемого.
Технология перевода состоит в надежной изоляции обводненного
пласта посредством закачки в него тампонирующего материала (цемента)
под давлением, образовании на забое цементного стакана, перфорируют
другой объект (пласт) и осваивают его. При переводе на нижележащий
объект цементный стакан разбуривают.
Ловильные работы в скважине.
Технология ловильных работ разрабатывается применительно к
характеру аварии в конкретной скважине на основе тщательного
обследования.
Устанавливается характер аварии, глубина расположения
оставшегося оборудования, диаметр скважины, возможность применения
известных средств захвата, необходимость разработки новых средств.
Ловильные работы сопряжены с возникновением больших, иногда
непредсказуемых нагрузок, поэтому требуют высокой квалификации
персонала. Опишем некоторые из часто встречающихся технологий
ловильных работ.
Технология проведения ловильных работ труболовками ТВМ,
ТВ, ТНЗ.
Труболовка ТВМ
Перед спуском труболовки ТВМ (рисунок 6.30) в скважину
необходимо проверить работу механизмов захвата и освобождения. Для
этого труболовку устанавливают в вертикальном положении и
перемещают плашкодержатель от руки возвратно-поступательно. В
верхнем положении плашкодержателя плашки должны утопать в его
окнах, перемещение должно быть плавным без заедания. Затем корпус
вращают (по часовой стрелке - для левой труболовки, против часовой –
для правой труболовки) до тех пор, пока фиксатор не выйдет из
Справочник инженера по добыче нефти
А.Н. Лопухов 2008год
153
зацепления с корпусом. При этом плашкодержатель перемещается в
крайнее верхнее положение и зафиксирует плашки в освобожденном
положении.
Вращением корпуса против часовой стрелки, фиксатор упирается в
нижний торец крышки, труболовка приводится в рабочее положение.
Труболовку присоединяют к нижнему концу колонны бурильных
труб и спускают в скважину без вращения во избежание срабатывания
механизма фиксации плашек в освобожденном положении. За несколько
метров до «головы» аварийного объекта восстанавливают циркуляцию, и
при прокачке жидкости спускают труболовку до «головы» аварийного
объекта. Строго следя за показаниями индикатора веса, медленно вводят
инструмент внутрь ловимых труб. При этом фиксируют момент посадки
инструмента. Рекомендуется при посадке не передавать полный вес
бурильной колонны на аварийный объект во избежание осложнений.
После ввода труболовки в аварийные трубы осторожно
приподнимают инструмент для захвата аварийной колонны труб.
Увеличение веса по показанию прибора свидетельствует о захвате
аварийной колонны труб. Расхаживанием в пределах грузоподъемности
труболовки поднимают захваченные трубы.
Труболовка ТВ
Перед спуском труболовки ТВ (рисунок 6.31, 6.32) в скважину её
проверяют, для чего ее устанавливают в вертикальное положение и
перемещают плашкодержатель с плашками. Перемещение должно
проходить плавно без заеданий.
Спускают труболовку за несколько метров до «головы» аварийных
труб, затем, если в труболовке предусмотрено промывочное отверстие,
восстанавливают циркуляцию и продолжают спуск труболовки. При
достижении «головы» аварийных труб спуск замедляют и труболовку
вводят в трубы, продолжая прокачку жидкости. Сигналом ввода
труболовки является снижение веса по индикатору и возрастание
давления на выкиде насоса ЦА-320.
Для захвата колонну ловильных труб приподнимают, расхаживают
в пределах грузоподъемности труболовки и извлекают захваченные
трубы.
Труболовка ТНЗ
Перед спуском в скважину труболовки ТНЗ (рисунок 6.29) ее
работоспособность проверяют на устье.
Труболовку спускают в скважину на бурильной колонне и за 5м. до
«головы» аварийного объекта восстанавливают циркуляцию. Следя за
индикатором веса, медленно спускают труболовку, вращая бурильную
трубу, накрывают верхний конец аварийной трубы, вводя его в
труболовку. В это время давление на выкиде насоса ЦА-320 начинает
Справочник инженера по добыче нефти
А.Н. Лопухов 2008год
154
возрастать. Следя за индикатором веса, приподнимают труболовку. Захват
аварийных труб фиксируется индикатором веса. Расхаживанием в
пределах грузоподъемности труболовки, начинают подъем аварийных
труб и т.п.
Технология проведения ловильных работ колоколом и
метчиком
Колокол
Перед спуском в скважину колокол (рисунок 6.37, 6.38) должен
быть тщательно осмотрен для выявления дефектов, трещин, забоин.
Тщательно проверяется ловильная резьба. Для спуска в скважину на
колокол наворачивается, воронка. Затем он присоединяется к колонне
бурильных труб и спускается в скважину. Спуск колокола прекращается
за несколько метров до «головы» аварийного оборудования. На этой
глубине восстанавливают циркуляцию жидкости и нащупывают «голову»
аварийного оборудование. При этом не допускают приложения осевой
нагрузки на аварийный объект. После отметки текущего забоя
приподнимают инструмент на 0,5-1,0м. и, не прекращая циркуляции
жидкости, медленным вращением, накрывают верхний конец аварийной
трубы. При начальной осевой нагрузке 1,5-2,0т. и частоте вращения
ротора 15-20 оборотов в минуту приступают к нарезке резьбы колоколом.
Постепенно увеличивая осевую нагрузку до 4 тонн, нарезать резьбу до
закрепления колокола. Затем приступают к расхаживанию инструмента.
При этом необходимо не превышать паспортную грузоподъемность. Если
в процессе залавливания давление промывки резко увеличится, то ее
следует прекратить.
Метчик
Перед спуском в скважину метчика (рисунок 6.39), визуально
проверяется состояние ловильной резьбы для выявления возможных
дефектов.
Для спуска в скважину к метчику присоединяют центрирующее
приспособление. Бурильную колонну с метчиком спускают в скважину и
останавливают за несколько метров до «головы» аварийного
оборудования. Восстанавливают циркуляцию, нащупывают голову
аварийного объекта. Сигналом контакта с головой аварийного
оборудования является снижение веса бурильной колонны, что
определяется по индикатору веса. При обнаружении головы аварийного
оборудования на расчетной глубине, во избежание осложнений,
дальнейший спуск более одного метра не рекомендуется.
Не прекращая циркуляции медленно вращая колонну, метчик
вводят в ловильные трубы. При попадании в них метчика увеличивается
давление на выкиде насоса. Если при вращении метчика давление резко
Справочник инженера по добыче нефти
А.Н. Лопухов 2008год
155
повышается, это значит, что через башмак аварийных труб не
восстанавливается циркуляция. В таких случаях, во избежание
осложнений, необходимо прекратить врезание до восстановления
циркуляции. При отсутствии циркуляции, необходимо сорвать метчик
подъемом бурильных труб. В случае прихвата аварийных труб и
невозможности восстановления циркуляции, допускается повторное
врезание метчика без закачки жидкости, но более медленным вращением
инструмента для установления температурного режима.
Врезание производится по начальной осевой нагрузке 1,5-2,0т.
после осевую нагрузку постепенно увеличивают до 4 тонн и закрепляют
метчик до отказа. Расхаживанием извлекают трубу на поверхность. Если
ловильные трубы вследствие прихвата или других причин не могут быть
подняты целиком на поверхность, то подъем необходимо произвести по
частям, методом отворота.
Технологии проведения ловильных работ крючком, удочкой,
штопором, шнеком, пауком
Канат, кабель, проволоку извлекают из скважины при помощи
крючков, удочек (рисунок 6.50), шнеком и штопором.
Спускаемые в скважину ловильные инструменты должны иметь
ограничители (во избежание, прохождения кабеля, проволоки выше
ловильного инструмента), диаметр которых не должен превышать
диаметр шаблона для размера обсадной колонны труб. Соответственно
для колонны 168мм (142), 146мм (122), 159,7мм (118).
Удочка
Технология проведения ловильных работ удочкой (стержнем с
приваренными крючками) заключается в спуске ловильного инструмента
за несколько метров до ловильного объекта. Следя за индикатором веса,
медленно опускают крючок, вращая бурильную колонну. Во избежание,
возникновения сальника, осевая нагрузка на инструмент не должна
превышать 0,5-1 тонну. После 5-6 оборотов производят подъем
инструмента, следя за индикатором веса. При превышении веса больше
веса инструмента, а затем падении стрелки индикатора до собственного
веса (в момент обрыва кабеля) производят подъем крюка. При
отрицательном результате, если заранее известно точное расположение
кабеля, ловильные работы можно повторить. Если глубина верхнего
залегания кабеля неизвестна, то рекомендуется производить полный
подъем после первого залавливания. При повторном спуске ловильные
работы проводят на глубине ниже предыдущей не более чем на 10м, во
избежание, образования сальника и других осложнений.
Справочник инженера по добыче нефти
А.Н. Лопухов 2008год
156
Шарнирная удочка
Шарнирная удочка применяется в тех случаях, когда канат или
кабель, спутанные в клубок, затрудняют прохождение удочки с
приваренными крючками. При прохождении удочки через клубок каната
или кабеля, крючки, откидываясь на осях и сжимая пластинчатые
пружины, входят внутрь прорези, почти не выступая за габариты стержня.
При извлечении удочки под действием силы упругости пружины вновь
возвращаются в раскрытое положение и захватывают ловимый объект.
Штопор
Штопор служит для растаскивания в колонне запутанных клубков
кабеля, каната и т. п., образовавших сальник в скважине.
Штопор состоит из конусного стержня, на который спирально
навивается пруток, образуя штопор, входящий в сальник при вращении
бурильных труб и при подъеме расправляющий кабель. Штопор
чередуется со спуском крючков-удочек.
Шнек
Шнек служит для извлечения из скважины кусков кабеля, оплетки,
хомутов для крепления КРБК. 3а несколько метров до ловимого объекта
спускают шнек, вращая инструмент, осевую нагрузку доводят до 3-5тонн.
После 10-15 оборотов вращение прекращают и производят подъем
инструмента. При возрастании нагрузки вращения инструмента в
процессе ловильных работ осевую нагрузку уменьшают до 1-2 тонн.
Крючок
«Счастливый» крючок применяют для извлечения насосных штанг.
Вращением его осторожно заводят за конец штанг и после захвата под
муфту извлекают штанги из скважины.
Пауки
Пауки служат для извлечения оставшихся в скважине
металлических предметов. Пауки обычно изготавливают из обсадной
трубы длиной 1,5-2,5м., в нижней части которой нарезают бочкообразные
зубья высотой 200-350мм. Перед изготовлением зубьев трубу;
протачивают 350-500мм на конус до внутреннего диаметра.
Принцип действия паука следующий. После спуска его в скважину
восстанавливают циркуляцию промывочной жидкости и создают на него
нагрузку 3-5тонн. Зубья паука сходятся и находящиеся на забое
металлические предметы попадают в его внутреннюю полость.
Применение паука эффективно при ловле неприхваченных мелких
предметов, находящихся на твердом забое, если спуск паука в скважину
не затруднен.
Справочник инженера по добыче нефти
А.Н. Лопухов 2008год
157
Технологии проведения сложных аварийных работ
Фрезерование
Фрезерование металлических предметов является одним из самых
распространенных способов разрушения металла в скважине для ее
восстановления.
Разновидность осложнений, возможных при ловильных работах в
скважинах, вызывает необходимость создания различных видов
инструмента. Анализ работы отечественных и зарубежных конструкций
фрезеров показал, что наиболее производительными являются фрезы,
армированные композиционным сплавом.
Фрезеры (рисунок 6.41 – 6.48) предназначены для подготовки
конца аварийных труб, исправления дефектов эксплуатационной
колонны, дробления металлических предметов на мелкие куски и т. д.
Из всего комплекса истирающе-режущих фрезеров наибольшее
распространение получили кольцевые фрезеры.
К кольцевым фрезерам предъявляются повышенные требования.
Работа этих фрезеров зачастую осложняется тем, что фрезеруемый объект
прихвачен металлическими предметами, цементом, расположенными
несоосно со стволом скважины и т.п. Особенно сложен процесс обработки
конца аварийных труб под ловильный инструмент.
При необходимости фрезерования прихваченных труб от муфты до
муфты к инструменту присоединяют промывочную трубу, которая по
своему внутреннему и внешнему диаметру должна соответствовать
фрезеру.
Производительность фрезерования в стволе скважины
характеризуется ресурсом работы, выраженным проходкой по металлу и
износостойкости.
Процесс фрезерования заключается в следующем:
Фрезер спускают в скважину и, не доходя до забоя 5-6 метров,
начинают промывку с одновременным вращением бурильных труб.
Медленно доводят фрезер до забоя скважины и фрезеруют. Для
обеспечения нормального режима работы осевая нагрузка в начальный
период фрезерования должна быть не более 0,5тонн с равномерным
повышением до 2,5 тонн при частоте вращения ротора 60-80об/мин и
подаче промывочного насоса не менее 12л/с.
При фрезеровании аварийных труб металлические стружки и
обломки попадают в зазор между инструментом и стенкой скважины и
могут вызвать прихват инструмента.
Во избежание прихвата и заклинивания инструмента, через каждые
30-50см необходимо производить расхаживание до выбора веса всего
инструмента.
При фрезеровании в скважине аварийных объектов изготовленных
из высокопрочных сталей торцевыми фрезерами, следует применять
Справочник инженера по добыче нефти
А.Н. Лопухов 2008год
158
повышенный режим фрезерования: осевая нагрузка 6-7 тонн, частота
вращения ротора 140-180об/мин.
При окончании фрезерования, промыв скважину полным объемом,
поднимают инструмент на поверхность. Перед подъемом инструмента
производят демонтаж вспомогательного оборудования (промывочного
шланга, вертлюга, квадрата, ротора, герметизирующей трубы).
Неправильное ведение работ по фрезерованию может вызвать
новые аварии, поломку и оставление части или целого фрезера,
бурильных труб, их искривление под фрезером и т.п.
Извлечение упавших труб.
Устанавливают состояние конца трубы с помощью печати. Если он
позволяет осуществить захват изнутри или снаружи, то производят спуск
соответствующего инструмента. Если захват невозможен, то производят
подготовку конца трубы путем фрезерования, нарезки резьбы, или
другими способами. При этом возможны случаи прихвата труб, т.е.
заклинивания их в колонне. Тогда прибегают к их расхаживанию, подаче
промывочных жидкостей, созданию повышенных нагрузок с целью
натяжения или отрыва отдельных труб или части колонны.
Извлечение из скважины колоны НКТ, прихваченных песком,
цементом
Прихват колонны труб может произойти в результате эксплуатации
скважины при совместном поступлении из пласта песка и жидкости,
нарушении циркуляции при ГПП или ГРП, при промывке забоя скважины
от песка.
Наиболее частые прихваты НКТ происходят при промывке
скважины, вследствие, недостаточного объема промывки скважины перед
наращиванием очередной трубы.
В случаях прихвата колонну НКТ извлекают в зависимости от
сложности аварии следующими методами:
промывкой и расхаживанием;
натяжкой и обрывом;
отвинчиванием.
Наиболее простым способом является промывка в сочетании с
расхаживанием. В этом случае к верхнему концу колонны присоединяют
нагнетательную линию от промывочного агрегата. Начиная с
минимальной подачи, стараются установить циркуляцию промывочной
жидкости и, если она устанавливается, то постепенно увеличивают подачу
насоса, промывают трубы, расхаживают их и извлекают колонну из
скважины.
Если диаметр прихваченной колонны позволяет спустить внутрь ее,
колонну промывочных труб, то, начиная прямую промывку с внутренней
полости труб, постепенно спускают в нее колонну промывочных труб.
Справочник инженера по добыче нефти
А.Н. Лопухов 2008год
159
После того, как нижний конец промывочных труб спустился ниже
башмака колонны на 2-5 метра, начинают обратную промывку, пока
песчаная пробка вокруг колоны не будет удалена.
Целесообразно расхаживание чередовать с вращением труб
ротором. В ряде случаев при расхаживании удается поднять колонну труб
только на 5-10м. после чего пробка в затрубном пространстве уплотняется
настолько, что расхаживание следует прекратить.
Процессу освобождения прихваченных НКТ расхаживанием
предъявляют следующие требования: расхаживание колонны труб
производится при растяжении на длину не более 0,3-0,5м. за один прием,
при этом трубы оставляют под натяжкой. Продолжительность натяжки
зависит от конструкции и диаметра спущенных труб и глубины скважины,
характера и места прихвата. Если после 2-3 натяжек удается поднять
трубы по 0,3-0,5м., то это свидетельствует о возможности освобождения
прихваченных труб при расхаживании.
Если не удается ликвидировать прихват НКТ расхаживанием,
колонну труб извлекают по частям.
При извлечении колонны отвинчиванием, варьируют величиной
растягивающей нагрузки и крутящего момента, можно отвинчивать трубы
в заданном интервале глубины. Для этого в скважину спускают
бурильные трубы и ловильный инструмент с левыми резьбами. После
спуска ловильного инструмента, захватывают верхний конец трубы,
создают нагрузку, соответствующую весу бурильной колонны и весу
аварийных труб до места прихвата. Далее с помощью ротора вращают
бурильные трубы против часовой стрелки на 10-20 оборотов, после чего
расхаживают колонну, создавая максимально допустимую нагрузку. Если
обрыва ловильных труб не происходит, то опять чередуют вращение труб
с расхаживанием, пытаясь оборвать частично развинченные соединения.
При вращении необходимо контролировать величину крутящего
момента, так как для резьбовых соединений, подвергнутых коррозии его
величина может превысить допустимую для тела труб.
Если трубы завинчены так сильно, что раскрыть резьбовые
соединения не удается после 5-6 циклов растяжения и вращения, то
целесообразно использовать инструмент «раскрепитель резьбы». Он не
имеет резьбы и передает крутящий момент к извлекаемой колонне
посредством трения.
Раскрепитель спускают на бурильных трубах и, создав на него
осевую нагрузку, вращают в течение одного часа. При вращении
инструмента происходит колебание колонны и некоторые резьбовые
соединения ослабляются. После чего спускают ловильный инструмент и
отвинчивают часть ловимых труб.
Извлечение прихваченных цементом труб производят в следующей
последовательности:
отворачивают и извлекают свободные от цемента трубы;
Справочник инженера по добыче нефти
А.Н. Лопухов 2008год
160
спускают трубный или кольцевой фрез, фрезеруют
зацементированные трубы. Длина фрезера с направлением должна быть
не менее 10м. Фрезерование и отворот труб производят с таким расчетом,
чтобы конец, остающейся в скважине трубы был отфрезерован.
Фрезерование труб должно осуществляться при интенсивной промывке
скважины и осевой нагрузке на фрезер не более 1-2 тонны.
Извлечение установки ЭЦН.
Технология извлечения УЭЦН с оборвавшимися трубами не
отличается от принятой для извлечения обычных труб. Работы могут
осложниться, если трубы окажутся покрытыми оборвавшимся кабелем.
В этом случае проводят работы по извлечению кабеля для
получения доступа к трубам.
Не исключено заклинивание узлов УЭЦН в колонне ослабленным
кабелем и металлическими поясами, что потребует создания больших
усилий, которые могут закончиться разрушением труб или
соединительных частей УЭЦН. Работы могут потребовать фрезерования
оставшихся частей, нарезания на них резьбы и длительных
спускоподъемных операций по извлечению частей УЭЦН.
Извлечение упавшей установки ЭЦН
Причиной падения на забой УЭЦН в процессе работы является
обрыв НКТ в одном из резьбовых соединений в результате их
неудовлетворительной выбраковки.
Причиной падения на забой УЭЦН в процессе эксплуатации, как
правило, является обрыв УЭЦН по резьбе обратного клапана или в местах
соединения секций УЭЦН от вибрации работающего насоса.
Если обрыв НКТ произошел в верхней части, при обрыве кабеля
ниже НКТ, в скважину спускают на бурильных трубах наружную
труболовку и залавливают верхний конец извлекаемых труб
Поднимают колонну на поверхность, до появления кабеля
медленно, без рывков во избежание образования сальников из кабеля при
прохождении им стыков эксплуатационной колонны. После появления
кабеля его наматывают на барабан автонаматывателя, и процесс подъема
идет так же, как при обычном подъеме ЭЦН. Особое внимание при этом
следует обратить контролю за показанием индикатора веса, увеличение
нагрузки свидетельствует о заклинивании хомутов, упавших на насос.
В случае обрыва кабеля выше обрыва колонны НКТ сначала
пытаются с помощью крючка, отводного крючка или крючка с
эксцентричным переводником, очистить верхний конец аварийных НКТ
от кабеля. Если это не удается, то в скважину спускают кольцевой фрез
длиной 3-4 метра и срезают кабель ниже муфты НКТ, после чего
производят работы по вышеописанной технологии.
Наиболее трудоемкими и сложными являются случаи, когда обрыв