Реконструкция и восстановление скважин


РЕКОНСТРУКЦИЯ И ВОССТАНОВЛЕНИЕ СКВАЖИН - PDF

1 Министерство образования и науки Российской Федерации Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования «Пермский национальный исследовательский политехнический университет» А.А. Кукьян, А.А. Мелехин, В.М. Плотников РЕКОНСТРУКЦИЯ И ВОССТАНОВЛЕНИЕ СКВАЖИН Утверждено Редакционно-издательским советом университета в качестве учебного пособия Издательство Пермского национального исследовательского политехнического университета

2 УДК (075.8) К90 Рецензенты: кандидат технических наук, доцент Л.Н. Долгих (Пермский национальный исследовательский политехнический университет); доктор технических наук, главный научный сотрудник, академик РАЕН Ю.А. Коротаев (ООО «ВНИИБТ-Буровой инструмент», г. Пермь) К90 Кукьян, А.А. Реконструкция и восстановление скважин : учеб. пособие / А.А. Кукьян, А.А. Мелехин, В.М. Плотников. Пермь : Изд-во Перм. нац. исслед. политехн. ун-та, с. ISBN Проанализированы актуальные проблемы, связанные с реконструкцией и восстановлением скважин. Представлен полный комплекс работ, сопряженный с операциями по реконструкции и восстановлению скважин. Рассмотрено оборудование, применяемое в этих операциях. Предназначено для студентов очной и заочной форм обучения, обучающихся по направлению «Нефтегазовое дело». ISBN ПНИПУ,

3 ОГЛАВЛЕНИЕ ВВЕДЕНИЕ РЕКОНСТРУКЦИЯ СКВАЖИН Глушение скважин Отключение пластов или их отдельных интервалов Перевод скважин на другие горизонты и приобщение пластов Переход на верхний горизонт Переход на нижний горизонт Перевод скважин на использование по другому назначению Освоение скважины под отбор пластовой жидкости Устранение негерметичности эксплуатационной колонны Устранение негерметичности тампонированием Тампонирование негерметичных резьбовых соединений обсадных колонн Изоляция сквозных дефектов обсадных колонн Перекрытие дефекта обсадной колонны трубами меньшего диаметра Исправление смятых участков эксплуатационных колонн Установка стальных пластырей Устранение аварий, допущенных в процессе эксплуатации или реконструкции скважин Подготовительные работы к устранению аварий Извлечение из скважины труб Извлечение из скважины отдельных предметов

4 1.8. Реконструкция скважин, связанная с бурением боковых стволов Подготовительные работы Технология прорезания «окна» в обсадной колонне Технология бурения бокового ствола Технология крепления бокового ствола Прочие виды работ по реконструкции скважин Консервация и расконсервация скважин Ликвидация скважин ВОССТАНОВЛЕНИЕ СКВАЖИН Ремонтно-изоляционные работы Подготовка к ремонтно-изоляционным работам Восстановление герметичности цементного кольца Наращивание цементного кольца за обсадной колонной Исправление негерметичности цементного кольца Устранение аварий, допущенных в процессе эксплуатации скважин Подготовительные работы Извлечение из скважины труб Извлечение из скважины отдельных предметов Устранение аварий, допущенных в процессе бурения Классификация аварий Причины возникновения аварий Способы ликвидации аварий в процессе бурения Ликвидация прихвата с помощью ударных механизмов

5 Аварии с долотами Аварии с бурильной колонной Аварии с забойными двигателями Обработка призабойной зоны пласта Общие положения Кислотная обработка Гидропескоструйная перфорация Виброобработка Термообработка Воздействие давлением пороховых газов Гидравлический разрыв пласта Дополнительная, или повторная, перфорация Выравнивание профиля приемистости нагнетательных скважин ОБОРУДОВАНИЕ И МАТЕРИАЛЫ ДЛЯ РЕКОНСТРУКЦИИ И ВОССТАНОВЛЕНИЯ СКВАЖИН Подъемники и агрегаты для реконструкции и восстановления скважин Талевая система агрегатов для ремонта и восстановления скважин Инструмент для проведения СПО Ключи для свинчивания и развинчивания труб и штанг Агрегаты и насосные установки для реконструкции и восстановления скважин Оборудование для гидроразрыва пласта Цементировочные агрегаты и цементосмесительные машины, автоцистерны и кислотовозы, используемые при реконструкции и восстановлении скважин Блок манифольда Трубы, применяемые при реконструкции и восстановлении скважин Насосно-компрессорные трубы

6 Бурильные трубы Забойные гидравлические двигатели для реконструкции и восстановления скважин Винтовые забойные двигатели Малогабаритные турбобуры Ловильный, режущий и вспомогательный инструменты Метчики Ловильные колокола Труболовки Овершот Ловители Ловильные удочки Металлошламоуловители Фрезеры Пауки Труборезы Инструмент для обследования состояния аварийного оборудования, находящегося в скважине и эксплуатационной колонны Документация на реконструкцию и восстановление скважин СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ ПРИЛОЖЕНИЕ. Классификация работ, проводимых при реконструкции и восстановлении скважин

7 ВВЕДЕНИЕ В настоящее время многие скважины нефтяных и газовых месторождений Пермского края и других районов нашей страны находятся в эксплуатации длительное время. В результате воздействия на них различных факторов технического, технологического и геологического характера они подвержены износу, в связи с чем требуется проведение работ по их реконструкции и восстановлению. Необходимость проведения таких работ возникает также после выработки отдельных залежей и пластов, проникновения по нефтенасыщенным продуктивным пластам воды, разгерметизации заколонного пространства, работ по воздействию на продуктивный пласт. Кроме того, эксплуатация скважин, как правило, сопряжена с различными авариями скважинного оборудования. Поэтому важно знать методы и средства ликвидации аварий, а также используемые при этом инструмент, приспособления и оборудование. В учебном пособии в соответствии с РД «Правила ведения ремонтных работ в скважинах» [10] дана классификация видов работ при реконструкции и восстановлении скважин, описана последовательность действий при проведении различных видов работ, приведен наиболее распространенный инструмент, используемый при реконструкции и восстановлении скважин. Данное учебное пособие предназначено для подготовки и переподготовки инженерно-технических работников, осуществляющих реконструкцию и восстановление нефтяных и газовых скважин. Авторы будут признательны пользователям, высказавшим замечания и предложения по улучшению данного учебного пособия, которые будут учтены в будущем. Перепечатка документа без согласования с авторами запрещена. 7

8 1. РЕКОНСТРУКЦИЯ СКВАЖИН 1.1. Глушение скважин В соответствии с Правилами безопасности в нефтяной и газовой промышленности России, утв. приказом Ростехнадзора от , 101, перед началом работ на скважине она должна быть остановлена и заглушена, т.е. должны быть исключены условия излива или выброса скважинной жидкости или газа. Глушению подлежат все скважины, у которых коэффициент аномальности пластового давления больше или равен 1, а также скважины с коэффициентом аномальности пластового давления меньше 1, но в которых возможно фонтанирование. Под коэффициентом аномальности пластового давления понимают отношение пластового давления пласта, вскрытого перфорацией к гидростатическому давлению, создаваемому вертикальным столбом пресной воды: Pпл Pпл Kа, Pгст gh где Р пл пластовое давление перфорированного продуктивного пласта, Па; Р гст гидростатическое давление, создаваемое вертикальным столбом пресной воды у верхних отверстий интервала перфорации, Па; плотность пресной воды, = 1000 кг/м 3 ; g ускорение свободного падения, g = 9,81 м/с 2 ; Н вертикальное расстояние от пьедестального фланца эксплуатационной колонны до верхних отверстий интервала перфорации, м. Расчет плотности жидкости глушения производят по формуле жг Рпл K Н g где ρ жг плотность жидкости глушения, кг/м 3 ; Р пл пластовое давление, Па; Н вертикальное расстояние от верхних отверстий интервала перфорации до пьедестального фланца, м; g ускорение свободного падения (g = 9,81 м/с 2 ); K б коэффициент запаса (или безопасности). б, 8

9 При расчете принимают следующие значения коэффициента безопасности K б : при Н 1200 м K б = 1,10, при этом ((Н ρ жг g) Р пл ) 1,5 МПа; при Н > 1200 м K б = 1,05, при этом ((Н ρ жг g) Р пл ) 2,5 МПа. Отклонение плотности жидкости глушения от расчетной величины не должно превышать значений, приведенных в табл. 1. Таблица 1 Значение отклонения плотности жидкости глушения от расчетной величины Глубина залегания кровли пласта, м Допустимые отклонения (±) плотности жидкости глушения (кг/м 3 ) при ее расчетном значении в следующих пределах: ρ жг < более 1800 До До До Требования, предъявляемые к жидкости глушения 1. Плотность жидкости глушения (ЖГ) должна обеспечивать создание давления на пласт, превышающего пластовое в пределах допустимых норм. 2. ЖГ должна быть химически инертна к горным породам коллектора, совместима с пластовыми флюидами и не должна кольматировать пласт. 3. Фильтрат ЖГ должен ингибировать глинистые частицы, исключая их набухание. 4. ЖГ не должна образовывать водных барьеров, должна гидрофобизировать коллектор, снижать межфазное натяжение на границе «ЖГ пластовый флюид». 5. ЖГ не должна образовывать стойких эмульсий. 6. Вязкостные структурно-механические свойства должны поддаваться регулированию. 7. Коррозионная активность ЖГ не должна превышать 0,12 мм/год. 9

10 8. ЖГ должна быть термостабильной при высоких температурах и морозоустойчивой при низких температурах (зимой). 9. ЖГ должна быть технологична в приготовлении и использовании. 10. ЖГ должна быть инертна по отношению к другим жидкостям, используемым при КРС и ТРС. 11. В скважинах, содержащих сероводород, ЖГ должна содержать нейтрализатор сероводорода. Перед началом глушения на базе заготавливают и завозят на скважину жидкость глушения в объеме, равном удвоенному внутреннему объему эксплуатационной колонны скважины. Технология глушения скважины Перед началом глушения собирают нагнетательную линию от насосного агрегата до устьевой скважинной арматуры. Нагнетательную линию опрессовывают на 1,5-кратное давление от ожидаемого рабочего. Закачка жидкости глушения в скважину может производиться прямым или обратным способом. При прямом способе жидкость глушения закачивается через НКТ, при обратном в межтрубное пространство (эксплуатационная колонна колонна НКТ). Процесс глушения (в пределах одного цикла) должен быть непрерывным. В скважинах с низкой приемистостью пластов глушение производят в два этапа. Вначале жидкость глушения замещают до глубины установки насоса, а затем через расчетное время Т повторяют глушение. Расчетное время Т определяют по формуле Т H, v где Н расстояние от приема насоса до забоя скважины, м; v скорость замещения жидкостей, м/с (ориентировочно можно принять 0,04 м/с). 10

11 Перед началом закачки жидкости глушения необходимо открыть задвижки на фонтанной арматуре для закачиваемой и выдавливаемой из скважины жидкости. Расход жидкости глушения должен выбираться с таким расчетом, чтобы он был больше, чем производительность скважины. Противодавление на пласт регулируют подачей насоса и дросселированием выдавливаемой из скважины жидкости на выходной задвижке. При закачке необходимо следить за показаниями манометров и отсутствием утечек в нагнетательных линиях. Ликвидация утечек производится после остановки насосного агрегата и сброса давления. Схема обвязки скважины при закачке жидкости глушения обратным способом приведена на рис. 1. Рис. 1. Схема обвязки скважины при закачке жидкости глушения обратным способом: 1 колонна НКТ; 2 эксплуатационная колонна; 3, 5, 7, 8, 9, 11, 12 задвижки; 4 трубная головка; 6 фонтанная арматура; 10 емкость для сбора скважинной жидкости; 13 насосный агрегат; 14 нефтепромысловый коллектор; 15 емкость для жидкости глушения; а жидкость глушения; б скважинная жидкость 11

12 ЗАПРЕЩЕНО персоналу находиться в зонах расположения нагнетательных линий. Если закачка жидкости глушения производится в два и более циклов, то скважина закрывается и ставится на отстой на время, указанное в плане. Признаком окончания глушения скважины является равенство плотности закачиваемой и выходящей из скважины жидкости, отсутствие излива жидкости или газа из скважины после ее простоя спустя 2 ч и более. Объем прокаченной жидкости глушения должен быть не менее расчетной величины. Нагнетательные линии от агрегатов должны быть оборудованы обратными клапанами, тарированными предохранительными устройствами заводского изготовления. Отвод от предохранительного устройства на насосе должен быть закрыт кожухом и выведен под агрегат. Контроль давления производится манометром, который устанавливается на устьевой арматуре и насосном агрегате. На манометрах должна быть нанесена (красной краской) контрольная метка, показывающая максимально допустимое рабочее давление. Верхний предел измерения манометров выбирается так, чтобы предполагаемые показания рабочего давления располагались в пределах не менее 13 части его шкалы. Максимальное давление при закачке жидкости глушения не должно превышать давления опрессовки эксплуатационной колонны с учетом ее износа Отключение пластов или их отдельных интервалов Изоляционные работы проводят методом тампонирования под давлением без пакера через общий фильтр или с установкой пакера через фильтр отключаемого пласта. Работы проводят после глушение скважины в следующей последовательности: спускают НКТ с «пером» до искусственного забоя и выполняют промывку скважины; 12

13 при использовании пакера предварительно производят шаблонирование эксплуатационной колонны до глубины установки +10 м; при отключении верхних или промежуточных пластов выполняют операции по предохранению нижних продуктивных пластов (заполняют ствол скважины в интервале от искусственного забоя до отметки на 1,5 2,0 м ниже подошвы отключаемого пласта песком или вязкоупругим составом, устанавливают цементный мост или взрыв-пакер); проводят гидроиспытание НКТ или НКТ с пакером (установив клапан-заглушку в хвостовике); производят привязку места посадки пакера 1 локатором муфт на гладкой безмуфтовой части эксплуатационной колонны; проверяют герметичность посадки пакера (при открытой задвижке на затрубье); определяют приемистость вскрытого интервала пласта. Если она окажется менее 0,6 м 3 /(ч МПа), проводят работы по увеличению приемистости изолируемого интервала (например, раствором соляной кислоты); выбирают тип и определяют объем тампонажного состава; за 3 5 сут до проведения работ выполняют лабораторный анализ тампонажного состава в условиях ожидаемых температуры и давления и определяют механические характеристики и время начала загустевания тампонажного состава; производят расчет продолжительности технологического процесса. Время продолжительности технологического процесса не должно превышать 75 % от времени начала загустевания тампонажного состава, в противном случае делают корректировку рецептуры тампонажного состава; 1 При испытании с применением пакера необходимо произвести шаблонирование колонны и очистку ствола от отложений. 13

14 приготавливают и закачивают под давлением в заданный интервал тампонажный раствор и оставляют скважину на ОЗЦ. Объем тампонажной смеси рассчитывается исходя из диаметра проникновения тампонажной смеси в пласт. Срок ОЗЦ устанавливают в зависимости от типа тампонажного раствора. По истечении срока ОЗЦ производят подъем скважинного оборудования, спускают колонну НКТ с пером, проверяют наличие моста и проводят гидроиспытание моста и эксплуатационной колонны; при необходимости производят дополнительную перфорацию эксплуатационной колонны в интервале продуктивного пласта; при отключении верхних и промежуточных пластов, эксплуатация которых осуществляется при депрессии на пласт более 5 МПа, после проведения тампонирования под давлением интервал префорации перекрывают дополнительно металлическим пластырем. При проведении работ по ограничению водопритоков и использовании тампонажных составов, селективно воздействующих на участки пласта с различными насыщающими жидкостями и селективно отверждающихся в них, закачку составов производят через существующий фильтр без предварительного отключения нефтенасыщенных интервалов; при необходимости используют пакер. Работы проводятся в соответствии с РД, регламентирующим применение конкретных изоляционных составов. Для исключения перемешивания тампонажного состава со скважинной жидкостью работы рекомендуется проводить с использованием разделительных пробок (рис. 2). Ремонтные работы методом тампонирования в скважинах, содержащих в продукции сероводород, выполняются с применением сероводородостойких тампонажных материалов на минеральной или полимерной основе. 14

15 Рис. 2. Схема изоляционных работ при использовании пакера и разделительных пробок: 1 пробка проточная; 2 хвостовик; 3 пакер; 4 реперный патрубок; 5 колонна НКТ; 6, 10, 13, 14 задвижки; 7 крестовина трубной головки; 8 пробки разделительные; 9 цементировочная головка; 11 емкость с продавочной жидкостью; 12 цементировочный агрегат; 15 емкость с жидкостью глушения; 16 эксплуатационная колонна; l расстояние от нижнего конца хвостовика до верхнего перфорационного отверстия 1.3. Перевод скважин на другие горизонты и приобщение пластов Перевод на другие горизонты и приобщение пластов осуществляют в соответствии с требованиями технологических схем и проектов разработки нефтяных месторождений. Перед переходом на другие горизонты и приобщение пластов проводят геофизические исследования для оценки нефтеводонасыщенности продуктивных горизонтов и оценки состояния цементного кольца между ними и соседними водоносными пла- 15

16 стами. Ремонтные работы по переходу на другие горизонты включают работы по отключению нижнего перфорированного горизонта и вскрытию перфорацией верхнего продуктивного горизонта или наоборот Переход на верхний горизонт Для перехода на верхний горизонт, находящийся на значительном удалении от нижнего ( м и более), устанавливают цементный мост над нижним горизонтом. При этом может использоваться предварительная установка разбуриваемого пакера или цементный раствор с заполнителями. Ремонтные работы по переходу на верхний горизонт, находящийся в непосредственной близости от нижнего, проводят по технологии отключения нижних пластов. Для отключения нижнего перфорированного горизонта применяют методы тампонирования под давлением, установки цементного моста, засыпки песком, а также установки разбуриваемых пакеров самостоятельно или в сочетании с цементным мостом. Метод тампонирования применяют как при герметичном цементном кольце, так и в случае негерметичности цементного кольца, но при планируемой депрессии на продуктивный горизонт после ремонта более 5 МПа. Метод установки цементного моста применяют при герметичном цементном кольце и высоком статическом уровне в скважине (при отсутствии поглощения). При отключении нижнего горизонта методом тампонирования под давлением используют легкофильтрующиеся в трещины в цементном кольце и поры пласта тампонажные материалы при приемистости пласта до 2 м 3 /(ч МПа) и цементный раствор и его модификации при приемистости более 2 м 3 /(ч МПа). Метод засыпки песком применяют при герметичном цементном кольце, низком статическом уровне в скважине, депрессии на продуктивный горизонт после ремонта до 5 МПа и небольшой глубине искусственного забоя (10 20 м ниже отключаемого горизонта). 16

17 Метод установки разбуриваемых пакеров применяют при герметичном цементном кольце, низком статическом уровне, планируемой депрессии на пласт после ремонта до 5 МПа Переход на нижний горизонт Ремонтные работы по переходу на нижний горизонт, находящийся в непосредственной близости от верхнего, проводят по технологии отключения верхних пластов. Для отключения верхних пластов используют методы тампонирования под давлением, установки металлических пластырей и сочетание этих методов. Методы тампонирования под давлением применяют при негерметичном цементном кольце между горизонтами и наличии признаков разрушения или отсутствия цементного кольца в интервале перфорации отключаемого горизонта. Метод установки металлических пластырей применяют в условиях герметичного цементного кольца между горизонтами и отсутствия признаков разрушения цементного кольца в интервале перфорации отключаемого горизонта. Сочетание методов тампонирования под давлением и установки металлических пластырей применяют в случаях, когда не удается добиться полной герметичности отключаемого горизонта. При отключении верхних горизонтов с целью перехода на нижние используют тампонажные материалы в зависимости от геологической характеристики пласта Перевод скважин на использование по другому назначению Перевод скважин из одной категории в другую обусловливается необходимостью рациональной разработки нефтяного месторождения. Работы по переводу скважин из одной категории в другую осуществляются при полном соблюдении мер, предусмотренных технологическими схемами и проектами разработки место- 17

18 рождений. Перевод скважин для использования по другому назначению производят по плану, составленному на основании «Заказа на производство капитального ремонта скважин» цехом КРС и утвержденному нефтегазодобывающим предприятием. В план работ по переводу скважин для использования по другому назначению включают следующие оценочные работы: определение герметичности эксплуатационной колонны; определение высоты подъема и качества цемента за колонной; определение наличия заколонных перетоков; оценка опасности коррозионного разрушения внутренней и наружной поверхностей обсадных труб; снятие кривой восстановления давления и оценка коэффициента продуктивности скважины, а также характера распределения закачиваемой жидкости по толщине пласта с помощью расходометрии; оценка нефтенасыщенности пласта геофизическими методами Освоение скважины под отбор пластовой жидкости Освоение скважины осуществляют в следующем порядке: В зависимости от результатов исследований проводят обработку ПЗП. Осуществляют дренирование пласта самоизливом или другим способом (с помощью компрессора, ШГН, ЭЦН). Производят выбор скважинного оборудования (ШГН, ЭЦН) в зависимости от продуктивности пласта. Проводят исследование скважины с целью оценки коэффициента продуктивности и характера притока жидкости. При освоении скважины под отбор нефти из другого горизонта предварительно проводят работы по изоляции нижнего или верхнего пласта по отношению к пласту, в котором велась закачка воды. Проводят перфорацию в интервале продуктивного пласта. Производят выбор и спуск скважинного оборудования и выводят скважину на устойчивый режим отбора нефти. 18

19 На устье специальных скважин (контрольных, наблюдательных, пьезометрических) устанавливают оборудование, обеспечивающее сохранность скважины и возможность спуска в нее исследовательских приборов и аппаратуры Устранение негерметичности эксплуатационной колонны Устранение негерметичности тампонированием Работы по устранению негерметичности обсадных колонн включают изоляцию сквозных дефектов обсадных труб и повторную герметизацию их соединительных узлов (резьбовые соединения, стыковочные устройства, муфты ступенчатого цементирования): останавливают и глушат скважину; проводят исследования скважины; проводят обследование обсадной колонны; выбирают технологическую схему проведения операции, тип и объем тампонажного материала; ликвидацию каналов негерметичности соединительных узлов производят тампонированием под давлением; в случае достоверной информации о негерметичности резьбового соединения используют метод установки металлического пластыря Тампонирование негерметичных резьбовых соединений обсадных колонн В качестве тампонирующих материалов используют фильтрующие полимерные составы, образующие газонепроницаемый тампонажный камень или гель. Использование цементных растворов для работ, указанных выше, запрещается. В случае если в скважине межколонных проявлений не наблюдалось, а негерметичность выявлена при гидроиспыта- 19

20 нии, башмак НКТ устанавливают на 5 10 м выше искусственного забоя или цементного моста, расположенного над интервалом перфорации. В качестве тампонирующего материала используют гелеобразующие составы. При не установленном интервале негерметичности обсадной колонны применяют метод тампонирования под давлением с непрерывной (или остановками) прокачкой тампонирующей смеси по затрубному пространству. В случае если в процессе эксплуатации наблюдались межколонные проявления, после отключения интервала перфорации башмак НКТ устанавливают на м выше нижней границы предполагаемого интервала негерметичности. В случае если величина межколонного давления больше 4 МПа, в качестве тампонирующих материалов допускается использование отверждающихся составов. В фонтанирующих скважинах допускается применение извлекаемого полимерного состава Изоляция сквозных дефектов обсадных колонн Изоляцию сквозных дефектов обсадных колонн осуществляют, если: замена дефектной части колонны или перекрытие ее трубами меньшего диаметра технически невозможны; зона нарушения обсадной колонны расположена более чем на 500 м выше интервала перфорации. В этом случае устанавливают дополнительный цементный мост высотой не менее 5 м в интервале на м ниже дефекта. При наличии в колонне нескольких дефектов тампонирование каждого дефекта производят последовательно сверху вниз, предварительно установив под очередным нарушением на расстоянии от 20 до 30 м разделительный мост высотой не менее 5 м. При приемистости дефекта колонны более 3 м 3 /(ч МПа) предварительно проводят работы по снижению интенсивности поглощения. 20

21 При приемистости 0,5 м 3 /(ч МПа) в качестве тампонажного материала используют полимерные материалы. При тампонировании под давлением лишний объем тампонажного раствора из зоны дефекта не удаляют. На период отверждения тампонажного материала скважину оставляют под избыточным давлением от 40 до 60 % от достигнутого при продавливании тампонажного раствора. После ОЗЦ определяют местоположение установленного моста и разбуривают его, оставляя высоту моста над дефектом не менее 3 м Перекрытие дефекта обсадной колонны трубами меньшего диаметра Перекрытие дефекта обсадной колонны трубами меньшего диаметра производят в случаях, если: замена дефектной части обсадной колонны технически невозможна; метод тампонирования не обеспечивает необходимой герметичности обсадной колонны; обсадная колонна имеет несколько дефектов, устранение которых технически невозможно или экономически нецелесообразно; по условиям эксплуатации скважины допускается уменьшение проходного сечения колонны. Оценка качества работы: при испытании отремонтированного интервала газом межколонные проявления должны отсутствовать; качество РИР без отключения перфорированной зоны оценивают по результатам изменения межколонного давления при освоении и эксплуатации скважины; при определении показателя долговечности (среднего срока службы изолирующего тампона) устанавливают ежемесячный контроль за эксплуатацией скважин. 21

22 Исправление смятых участков эксплуатационных колонн Исправление смятого участка эксплуатационной колонны производят с помощью набора оправок, оправочных долот или грушевидных фрезеров. Диаметр первого спускаемого оправочного инструмента должен быть на 5 мм меньше диаметра обсадной колонны на участке смятия. Диаметр последующего справочного инструмента должен быть увеличен не более чем на 3 5 мм. Исправление смятого участка обсадной колонны с помощью оправочных долот производят при медленном проворачивании их не более чем на 30 оборотов. Осевую нагрузку при этом выбирают в зависимости от диаметра обсадных и бурильных труб (табл. 2). Исправление смятого участка обсадной колонны с использованием грушевидных фрезеров производят при медленном проворачивании и осевом нагружении на инструмент. Не допускается применение фрезеров с твердосплавными наплавками на их боковой поверхности. Таблица 2 Выбор осевой нагрузки на оправочное долото в зависимости от размеров обсадных и бурильных труб Диаметр обсадной колонны, мм Диаметр бурильных труб, мм 60 или Осевая нагрузка, кн Контроль качества работ производят с помощью оправочного инструмента, диаметр которого обеспечивает свободное прохождение в колонне плоской свинцовой печати или специального шаблона Установка стальных пластырей Пластырь представляет собой продольно-гофрированную трубу толщиной стенки 3 мм, изготовленную из ст.10. Он позволяет обеспечить герметичность эксплуатационной обсадной 22

23 колонны при избыточном внутреннем давлении до 20 МПа и депрессии до 7 8 МПа. Стандартная длина пластыря 9 м. Может быть применен пластырь длиной до 15 м, сваренный на производственной базе, а также секционный сварной пластырь большей длины, свариваемый над устьем скважины. Установка пластыря проводится в следующей последовательности: После глушения скважины поднимают НКТ и другое скважинное оборудование. В обсадной колонне выше интервала перфорации на м устанавливают цементный мост. При необходимости доставляют на скважину комплект НКТ или бурильных труб грузоподъемностью на 250 кн выше усилия, создаваемого весом колонны труб, спущенных до ремонтируемого интервала. Производят гидроиспытания труб на избыточное давление не менее 15 МПа с одновременным шаблонированием их шаром диаметром не менее 36 мм. Определяют глубину, размеры и характер нарушения обсадной колонны: геофизическими методами (в интервале нарушения), поинтервальным гидроиспытанием с применением пакера (с точностью ±1 м); боковой гидравлической печатью ПГ-2 (ТУ ) уточняют размеры и определяют характер нарушения. Затем очищают внутреннюю поверхность обсадной колонны в интервале ремонта от загрязнений гидравлическим скребком типа СГМ и производят шаблонирование обсадной колонны: в колонне диаметром 146 мм используют шаблон диаметром 121 мм и длиной 400 мм; в колонне диаметром 168 мм используют шаблон диаметром 140 мм и длиной 400 мм; для шаблонирования участка колонны, расположенного ниже ранее установленного пластыря или другого сужения ствола скважины, может быть использован гидромеханический шаблон ШГ-1 соответствующего диаметра. 23

24 Замеряют внутренний периметр обсадных труб в интервале установки пластыря с помощью измерителей периметра ИП-1, опускаемых на НКТ или бурильных трубах. Сборку и подготовку устройства для запрессовки пластыря (дорна) и продольно-гофрированных труб производят на базе производственного обслуживания. Дорны и многолучевой продольно-гофрированный пластырь типа ПМ для ремонта эксплуатационных обсадных колонн должны соответствовать требованиям ТУ Транспортирование дорна производят в собранном виде. Запрещается сбрасывать дорны и пластыри при их разгрузке с автомашины. Дорн должен быть оборудован клапанами для долива и слива жидкости. При работе на загрязненных жидкостях целесообразно над дорном устанавливать пескосборник. Длина пластыря выбирается исходя из размеров поврежденного участка обсадной колонны, но не менее чем на 3 м больше длины повреждения. В большинстве случаев используются пластыри стандартной длины (9 м), при необходимости удлиненные сварные. Наружный периметр продольно-гофрированных заготовок пластыря выбирают, исходя из результатов замеров внутреннего периметра обсадной колонны и толщины стенки ее в интервале ремонта. Для обеспечения высокой герметичности зазора между пластырем и колонной на его наружную поверхность на базе наносится слой герметика. Технология установки стального пластыря в обсадной колонне в общем виде следующая: на устье скважины собирают дорн с продольно-гофрированной трубой; дорн с заготовкой пластыря спускают на НКТ или бурильных трубах и устанавливают в интервале нарушения обсадной колонны; собирают нагнетательную линию от насосного агрегата к спущенной колонне труб и после ее опрессовки закачивают жидкость и производят запрессовку пластыря; 24

25 приглаживают пластырь дорнирующей головкой при избыточном давлении 12 МПа не менее 4 5 раз; поднимают колонну труб с дорном, осваивают и вводят скважину в эксплуатацию по утвержденному плану. Оценку качества работ производят в соответствии с требованиями действующей инструкции Устранение аварий, допущенных в процессе эксплуатации или реконструкции скважин Подготовительные работы к устранению аварий Изучают и анализируют первичные материалы по подземному оборудованию и режиму эксплуатации скважины, на основе чего составляют план ликвидации аварии. В плане предусматривают меры, предупреждающие возникновение проявлений и открытых фонтанов, а также меры по охране недр и окружающей среды. Работы по ликвидации аварии в соответствии с утвержденным планом производят под руководством мастера по сложным работам при участии мастера по ремонту скважин. Доставляют на скважину, в зависимости от вида аварии, комплекты ловильных инструментов, печатей, специальных долот, фрезеров и т.п. Ловильный инструмент должен иметь паспорта. Для спуска ловильного инструмента по извлечению труб, как правило, используются бурильные трубы с правой или левой резьбой. При спуске ловильного инструмента все соединения бурильных труб должны закрепляться машинными или автоматическими ключами с контролем момента свинчивания. При расхаживании прихваченных НКТ нагрузки на трубы и подъемное оборудование не должны превышать допустимый предел прочности. Работы по освобождению прихваченного инструмента с применением взрывных устройств (торпеды, детонирующие шнуры и т.п.) проводят по специальному плану, согласованному с геофизическим предприятием. 25

26 При установке ванн (нефтяной, кислотной, щелочной, водяной) гидростатическое давление столба жидкости в скважине, включая жидкость ванны, должно превышать пластовое давление на величину, предусмотренную правилами глушения скважины. При вероятности снижения гидростатического давления ниже пластового работы по расхаживанию НКТ проводят с превентором или герметизатором затрубного пространства, соблюдая меры безопасности Извлечение из скважины труб Извлечение оборванных НКТ из скважины производят при последовательном выполнении следующих операций: внимательно изучают поднятую часть трубы; спускают свинцовую печать и определяют положение оборванного конца трубы; в зависимости от характера оборванного участка (разрыв, смятие, вогнутость краев и т.п.) спускают ловильный инструмент соответствующей конструкции для выправления конца трубы с целью последующего его захвата труболовкой. Извлечение прихваченных цементом труб производят в следующей последовательности; отворачивают и поднимают свободные от цемента трубы; обуривают зацементированные трубы трубным или кольцевым фрезером с удлинителем (включая направляющий патрубок) не менее 10 м. Фрезерование труб производят с таким расчетом, чтобы конец остающейся в скважине трубы был свободен от цемента. Фрезерование труб должно осуществляться при интенсивной промывке скважины и осевой нагрузке на фрезер не более кн. Вырезание бурильных труб и НКТ диаметром 73 мм и менее производят при помощи наружных труборезов. НКТ диаметром 89 и 115 мм вырезают внутренними труборезами, а обсадные трубы внутренними труборезами с выдвижными резцами гидравлического действия. 26

27 Извлечение из скважины отдельных предметов Извлечение из скважины отдельных предметов осуществляют после предварительного обследования свинцовыми печатями характера и места их нахождения. В качестве ловильного инструмента применяют: труболовки, колокола, метчики, овершот, магнитные фрезеры, фрезеры-пауки. Ловильные работы производят с промывкой. Извлекаемые предметы предварительно фрезеруют. В случае если предмет не удается извлечь из скважины, его фрезеруют или дробят на мелкие куски с последующим захватом ловильными инструментами и подъемом из скважины. Канат, кабель и проволоку извлекают из скважины при помощи: удочки, крючка и т.п. инструмента. Спускаемый в скважину ловильный инструмент должен иметь ограничители, диаметр которых не должен превышать диаметра шаблона для обсадной колонны. Решение о прекращении работ по ликвидации аварии принимает техническая служба нефтегазодобывающего предприятия по согласованию с геологической службой и Росгортехнадзором. В особо ответственных случаях это решение утверждает руководство предприятия Реконструкция скважин, связанная с бурением боковых стволов В настоящее время бурение боковых стволов привлекает повышенное внимание в связи с потенциальной возможностью увеличения нефтеотдачи из истощенных пластов и вскрытия новых пластов с меньшими затратами. 27

28 Итак, когда надо бурить боковые стволы? В первую очередь в тех случаях, когда применение традиционных технологий и технических средств может оказаться неэффективным или нецелесообразным. В старых скважинах бурение боковых стволов можно считать наилучшим техническим решением, если есть надежное обоснование эффективности вскрытия продуктивной зоны наклонным или горизонтальным стволом. Бурение боковых стволов из существующих скважин дешевле, чем строительство новых скважин. Кроме того, траектория бокового ствола проходит вблизи старой скважины, где продуктивная зона уже охарактеризована керновыми и каротажными данными, а также результатами испытания и эксплуатации пластов. Наиболее распространенные технологические приемы забуривания боковых стволов приведены на рис. 3. В производственной практике наибольшее распространение получил технологический прием, изображенный на рис. 3, а. Рис. 3. Технологические приемы забуривания боковых стволов: а вырезание окна в эксплуатационной колонне; б вырезание части эксплуатационной колонны; в извлечение верхней незацементированной части эксплуатационной колонны; г комбинированный способ бурения бокового ствола; д бурение бокового ствола с открытого забоя; 1 клин-отклонитель; 2 цементный мост 28

29 Подготовительные работы Предварительно производят обследование обсадной колонны свинцовой печатью, диаметр которой должен быть на мм меньше внутреннего диаметра обсадной колонны. Затем спускают и проверяют проходимость шаблона для оценки возможности спуска отклонителя или другого инструмента в соответствии с технологическим приемом забуривания. Диаметр шаблона Dш и длину шаблона L ш определяют следующим образом: где Dш D o Lш L o + (10 12) мм; + ( ) мм, D o наибольший диаметр отклонителя, мм; L o длина отклонителя, мм. Определяют положение муфт с помощью локатора муфт (ЛМ) для выбора интервалов вырезания «окна» и установки цементного моста. Цементный мост устанавливают высотой 5 6 м из условия расположения его верхней части на 0,5 1,0 м выше муфтового соединения и оставляют скважину на ОЗЦ. После ОЗЦ удаляют со стенок обсадных труб цементную корку и производят повторное шаблонирование обсадной колонны до глубины установки цементного моста, затем проверяют герметичность обсадной колонны при давлении, в 1,5 раза превышающем расчетное с учетом износа труб. Спускают на бурильных трубах отклонитель (рис. 4) со скоростью не более 0,2 м/с. Соединение бурильных труб с отклонителем осуществляют с помощью спускного клина. Спуск отклонителя до головы моста контролируют по показаниям индикатора массы. 29

30 Рис. 4. Компоновка клинаотклонителя: 1 магнитный переводник; 2 спускной клин; 3 срезные болты; 4 отклоняющий клин; 5 плашки При осевой нагрузке кн срезают нижнюю шпильку и перемещают подвижной патрубок по направляющей трубе. При дальнейшем увеличении осевой нагрузки до 100 кн срезают верхние болты, освобождают и поднимают спуск-ной клин Технология прорезания «окна» в обсадной колонне Спускают на бурильных трубах райбер, армированный твердым сплавом. Диаметр райбера выбирают на мм меньше внутреннего диаметра обсадной колонны в интервале вскрываемого «окна». Прорезание колонны производят при вращении бурильного инструмента со скоростью об/мин с одновременной подачей райбера по наклонной поверхности отклонителя. Производительность насосов при этом должна быть не менее 10 л/с. В процессе райбирования величину осевой нагрузки следует постепенно увеличивать от 5 кн, в период приработки райбера, до 50 кн, при вскрытии «окна», а при выходе райбера из колонны этот показатель уменьшают до кн. Оптимальную осевую нагрузку при вырезании «окна» выбирают в зависимости от диаметра райбера, и она должна составлять 2 кн на каждые 100 мм диаметра райбера. 2 Величина осевой нагрузки зависит от конкретного производителя клина-отклонителя. 30

31 О полном вскрытии «окна» в обсадной колонне судят по показаниям индикатора массы и манометра, установленного на манифольдной линии (при внедрении райбера в горную породу давление резко повышается). Забуривание второго ствола производят при пониженной осевой нагрузке на глубину, равную длине рабочей трубы. Дальнейшее бурение производят в соответствии с решением, принятым для данного геологического разреза. Последовательность прорезания «окна» в эксплуатационной колонне при использовании клина-отклонителя приведена на рис. 5. Рис. 5. Последовательность прорезания «окна» в эксплуатационной колонне при использовании клина-отклонителя: 1 начало фрезерования колонны; 2 продолжение фрезерования колонны коническим райбером; 3 завершение фрезерования бокового окна в колонне; 4 вид бокового окна после прорезания колонны Технология бурения бокового ствола После выхода породоразрушающего инструмента из «окна» эксплуатационной колонны на м его извлекают из скважины и производят очистку забоя от металла с помощью 31

32 металлошламоуловителя или магнитного фреза. Ствол скважины заполняют буровым раствором необходимых параметров. Дальнейшее углубление скважины производят или отклоняющей, или стабилизирующей компоновкой, в зависимости от заданных параметров траектории скважины. Для работ по бурению бокового ствола используют винтовые забойные двигатели Д-105, ДГ-105, Д-106, Д-127 и их модификации, маслонаполненные долота диаметром 124 мм СЗЦАУ R-204; а также долота диаметром 144 мм СЗЦАУ R-203 или аналогичные импортного производства. Для контроля параметров кривизны используют телеметрическую систему отечественного или импортного производства. Особенностью бурения бокового ствола является низкая (по сравнению с обычным бурением) механическая скорость (2 5 м/ч) и небольшие проходки на долото (50 80 м), поэтому средняя рейсовая скорость колеблется от 15 до 25 м/сут, что необходимо учитывать при составлении сметных расчетов и графиков бурения. Однако даже при такой низкой рейсовой скорости строительство бокового ствола идет быстро, так как его длина составляет обычно м. Типы буровых растворов применяются такие же, как и в обычном бурении: полимерглинистые, полимерсолевые, а для горизонтальных боковых стволов биополимерные. После достижения проектной глубины производят геофизические исследования с целью уточнения местонахождения продуктивного пласта, а затем приступают к очередному этапу работ Технология крепления бокового ствола Диаметр обсадных труб, используемых для спуска и цементирования хвостовика, зависит от диаметра первоначальной обсадной колонны. В случае если это эксплуатационная колонна диаметром 168 мм, то лучше всего спускать хвостовик диаметром 114 мм, если же это колонна диаметром 146 мм, то нужно спускать хвостовик диаметром 102 мм с уменьшенной муфтой диаметром 110 мм. 32

33 Длина хвостовика зависит от длины бокового ствола, однако для обеспечения герметичности межколонного пространства между обсадной колонной и хвостовиком необходимо обеспечить перекрытие хвостовиком эксплуатационной колонны не менее чем на 100 м. Оснастка хвостовика включает в себя башмак, обратный клапан, центрирующие фонари и разъединяющий узел. Хвостовик может крепиться как с опорой на забой (в этом случае в качестве разъединителя можно использовать обычный праволевый переводник), так и с подвеской в эксплуатационной колонне (в данном случае используют специальные клиновые комплекты). После сборки хвостовика, согласно утвержденной схеме по плану работ, и спуска его в скважину приступают к сборке и спуску установочного инструмента. Необходимо надеть элеватор на толстостенную переходную трубу установочного инструмента, затащить инструмент на установку. Затем пропустить через установочный инструмент шаблон диаметром 50 мм и длиной 200 мм, поднять установочный инструмент над ротором и установить на полированный шток через переходную муфту очистительную (большую) пробку от комплекта ТГС хвостовика. Удалить пакеры предохранительные и бандажные ленты с плашек клиновой подвески и резиновых элементов. Запрещается посадка клиньев на адаптер, воронку адаптера и клиновую подвеску. Произвести наворот установочного инструмента на хвостовик с соблюдением мер предосторожности, пропустить установочный инструмент через превентор и приступить к спуску собранного оборудования в скважину на бурильных трубах. При спуске хвостовика заполнять бурильные трубы раствором через 3 5 свечей. Запрещается вращать бурильные трубы вправо или влево. При достижении башмаком хвостовика «окна» в обсадной колонне необходимо произвести промежуточную промывку (Р = 4,0 5,0 МПа), а после спуска хвостовика на забой скважины круговую промывку. Хвостовик может быть подвешен на клиновой подвеске в об- 33

34 садную колонну. В данном случае для подвешивания хвостовика необходимо провернуть бурильный инструмент влево на 1/4 оборота и разгрузить колонну на вес хвостовика, после чего натяжкой инструмента и его разгрузкой на вес хвостовика проверить фиксацию хвостовика на клиновой подвеске. Для отворота установочного инструмента от хвостовика повернуть бурильный инструмент вправо на 6 8 оборотов, проверить закрутку (пружину) инструмента и продолжать поворачивать бурильный инструмент вправо до полного отворота. Затем приподнять бурильную колонну на 0,9 1,5 м, произвести затворение и закачку расчетного количества цементного раствора. После этого отвернуть квадрат и установить в бурильные трубы малую продавочную пробку. После промывки манифольдной линии навернуть квадрат на бурильный инструмент и произвести продавку расчетным количеством раствора. При продавке проконтролировать момент срезки очистительной пробки малой продавочной пробкой (Р ра6 = атм, Р срез = атм). Продавку продолжать до получения сигнала «стоп», после чего проверить работу обратного клапана. Повторно создать в бурильном инструменте давление 60 атм, осторожно приподнимая бурильный инструмент до падения давления до 5 10 атм (что является сигналом выхода полированного штока из сальникового узла), произвести срезку цементного раствора выше «головы» хвостовика, поднять бурильный инструмент полностью. Необходимо отметить, что это один из самых сложных установочных комплектов, применяемых в России. Для работы с ним необходимо иметь определенные навыки и большой опыт, но зато он позволяет решить все проблемы, возникающие при креплении хвостовиков: спуск на бурильном инструменте подвески хвостовика, отсутствие излишнего цементного стакана, легкость разъединения, герметизация верхним пакером межколонного пространства, что особо важно при наличии в залежи газовых пластов. 34

35 После крепления бокового ствола, его опрессовки и геофизических работ по определению качества крепи переходят к последнему этапу Прочие виды работ по реконструкции скважин Консервация и расконсервация скважин Консервация скважин это вывод скважины из эксплуатации, как правило, на ограниченное время. Предсезонное прекращение работ консервацией не считается. Консервация скважин может проводиться в процессе строительства, после его окончания и в процессе эксплуатации. Все категории скважин (параметрические, поисковые, разведочные, эксплуатационные, нагнетательные, поглощающие, водозаборные, наблюдательные), строящиеся для геологического изучения регионов, поисков, разведки и эксплуатации нефтяных, газовых, гидротермальных месторождений, залежей промышленных и минеральных вод, строительства и эксплуатации подземных хранилищ нефти и газа, сброса и захоронения промышленных стоков, токсичных, ядовитых и радиоактивных отходов, подлежат консервации в соответствии с порядком, установленным «Инструкцией о порядке ликвидации, консервации скважин и оборудования их устьев и стволов» РД Консервация скважин в процессе строительства Консервация скважин в процессе строительства производится в следующих случаях: при сезонном характере работ на срок до продолжения строительства; разрушение подъездных путей в результате стихийных бедствий на срок, необходимый для их восстановления; 35

36 несоответствие фактических геолого-технических условий проектным на срок до уточнения проектных показателей и составления нового технического проекта строительства скважин; при строительстве скважин кустовым способом в соответствии с действующими правилами строительства на кустах нефтяных и газовых скважин Консервация скважин с открытым стволом Для консервации скважин с открытым стволом необходимо: спустить бурильный инструмент с «воронкой» до забоя скважины, промыть скважину и довести параметры бурового раствора до значений, регламентированных проектом на строительство скважины; поднять бурильные трубы до башмака последней обсадной колонны, верхнюю часть колонны заполнить незамерзающей жидкостью; загерметизировать трубное и затрубное пространство скважины; провести консервацию бурового оборудования в соответствии с требованиями нормативно-технической документации, действующей в области промышленной безопасности; на устье скважины укрепить металлическую табличку с указанием номера скважины, времени начала и окончания консервации скважины и организации-владельца Консервация скважин со спущенной (неперфорированной) колонной Для консервации скважины со спущенной (неперфорированной) колонной необходимо: спустить в скважину бурильный инструмент или колонну насосно-компрессорных труб (НКТ) до глубины искусственного забоя; 36

37 обработать буровой раствор с доведением его параметров в соответствии с проектом на строительство скважины, добавить ингибитор коррозии и выровнять параметры бурового раствора, выполнив круговую циркуляцию; приподнять колонну труб на 50 м от забоя, обратной промывкой верхнюю часть скважины заполнить незамерзающей жидкостью Консервация скважин, законченных строительством Консервации подлежат все категории скважин, законченных строительством, на срок до их передачи заказчику для дальнейшей организации добычи нефти, газа, эксплуатации подземных хранилищ, месторождений теплоэнергетических, промышленных минеральных и лечебных вод, закачки воды в соответствии с проектной документацией, строительства системы сбора и подготовки нефти, газа, воды. Порядок работ по консервации скважины: 1. Спустить НКТ с «воронкой». Закачать в скважину жидкость с параметрами, установленными проектной документацией, и обработанную ингибиторами коррозии. В интервал перфорации закачать специальную жидкость, обеспечивающую сохранение коллекторских свойств продуктивного пласта. Поднять НКТ выше интервала перфорации. Верхнюю часть скважины заполнить незамерзающей жидкостью. Устьевое оборудование защитить от коррозии. 2. При коэффициенте аномалии пластового давления K а = 1,1 и выше в компоновку насосно-компрессорных труб включить пакер и клапан-отсекатель. 3. С устьевой арматуры снять штурвалы, манометры и установить на арматуре заглушки. 4. Оградить устье скважины (кроме скважин на кустовых площадках). На ограждении укрепить табличку с указанием 37

38 номера скважины, месторождения, предприятия пользователя недр, срока консервации. Провести планировку прискважинной площадки. 5. Необходимость установки цементного моста над интервалом перфорации устанавливается планом работ на консервацию скважины, разработанным и согласованным в установленном порядке, в зависимости от длительности консервации и других факторов Консервация скважины в процессе эксплуатации В процессе эксплуатации подлежат консервации: 1. Эксплуатационные скважины на нефтяных и газовых месторождениях после того, как величина пластового давления в них достигла давления насыщения или начала конденсации, на срок до восстановления пластового давления, позволяющего вести их дальнейшую эксплуатацию, что устанавливается проектом разработки месторождения (залежи). 2. Добывающие скважины в случае прорыва газа, газовых шапок к забоям на срок до выравнивания газонефтяного контакта. 3. Добывающие скважины при снижении дебитов до величин, предусмотренных проектом (технической схемой), и нагнетательные скважины при снижении приемистости на срок до организации их перевода или приобщения другого горизонта, а также изоляции или разукрупнения объекта эксплуатации под закачку газа (воды) в соответствии с проектом разработки или проведения работ по увеличению приемистости. 4. Эксплуатационные и нагнетательные скважины в случае прорыва пластовых или закачиваемых вод на срок до проведения работ по изоляции, до выравнивания фронта закачиваемой воды или продвижения водонефтяного контакта при наличии заключения проектной организации. 5. Скважины, эксплуатация которых экономически неэффективна, но может стать эффективной при изменении цены на 38

39 нефть (газ, конденсат и т.п.) или изменении системы налогообложения, если временная консервация, по заключению научноисследовательской организации, не нарушает процесса разработки месторождения. 6. Эксплуатационные скважины, подлежащие ликвидации по категории I-б, если они в перспективе могут быть рационально использованы в системе разработки месторождения или иных целях. 7. Эксплуатационные скважины, эксплуатация которых прекращена по требованию государственных органов надзора и контроля на срок до проведения необходимых мероприятий по охране недр, окружающей среды и т.п. Порядок проведения работ по консервации скважин До ввода скважин в консервацию необходимо: 1) поднять из скважины оборудование. При консервации сроком более одного года по скважинам, оборудованным штанговыми гидравлическими насосами, поднимается подземное оборудование; 2) спустить НКТ, промыть ствол скважины, очистить интервал перфорации; 3) проверить герметичность колонны и отсутствие заколонной циркуляции; 4) ствол скважины заполнить нейтральной жидкостью, исключающей коррозионное воздействие на колонну и обеспечивающей сохранение коллекторских свойств продуктивного горизонта и необходимое противодавление на пласт. Верхнюю часть скважины заполнить незамерзающей жидкостью; 5) при консервации нагнетательных скважин срок повторных проверок герметичности эксплуатационных колонн не должен превышать одного года, а эксплуатационных скважин, отработавших амортизационный срок, не более пяти лет. В скважинах, эксплуатирующих два и более горизонта с разными пластовыми давлениями, следует провести необходимые разобщения этих горизонтов. 39

40 При наличии в продукции скважины агрессивных компонентов должна быть предусмотрена защита колонн и устьевого оборудования от их воздействия. Продление сроков консервации законченных строительством и эксплуатационных скважин осуществляется в порядке, установленном предприятием пользователем недр (владельцем) и согласованном с органом Ростехнадзора. Продление сроков консервации скважин в процессе строительства производится пользователем недр по согласованию с органами Ростехнадзора. Прекращение (в том числе досрочное) консервации скважин в процессе строительства или эксплуатации осуществляется на основании плана работ по расконсервации скважины, согласованного предприятием пользователем недр или владельцем с территориальным органом Ростехнадзора. Акт на расконсервацию скважины представляется в органы Ростехнадзора. На месторождениях с высоким содержанием сероводорода при консервации скважины ее ствол заполняется раствором, обработанным нейтрализатором. Над интервалом перфорации должен быть установлен цементный мост высотой не менее 100 м. Лифтовая колонна должна быть приподнята над цементным мостом не менее чем на 50 м или извлечена из скважины. После установки цементного моста трубное и затрубное пространства скважины должны быть заполнены раствором, обработанным нейтрализатором. Штурвалы задвижек арматуры консервируемой скважины должны быть сняты, крайние фланцы задвижек оборудованы заглушками, манометры сняты и патрубки загерметизированы. Устье законсервированной скважины должно быть ограждено, на ограждении установлена металлическая табличка, на которой обозначается номер скважины, наименование месторождения, пользователь недр, дата окончания бурения, а также надпись: «Опасно, сероводород!». 40

41 Расконсервация скважин Расконсервацию скважины производят в следующем порядке: 1) устанавливают штурвалы на задвижки фонтанной арматуры; 2) разгерметизируют патрубки и устанавливают манометры; 3) снимают заглушки с фланцев задвижек; 4) подвергают фонтанную арматуру гидроиспытанию при давлении, соответствующем условиям эксплуатации; 5) промывают скважину, при необходимости производят допуск колонны НКТ до заданной глубины и после оборудования устья производят ее освоение и ввод в эксплуатацию; 6) при наличии в скважине цементного моста последний разбуривают, скважину промывают до искусственного забоя, спускают в колонну НКТ и другое подземное оборудование и после оборудования устья скважину осваивают Ликвидация скважин Ликвидация скважин производится по инициативе предприятия пользователя недр, других юридических или физических лиц, на балансе которых находится скважина (далее владелец), или в случаях, установленных законодательством. Ликвидация скважин осуществляется в соответствии с проектной документацией в сроки, согласованные с территориальными органами Ростехнадзора. Структура и состав проектной документации на ликвидацию скважины должны соответствовать действующим нормативным требованиям и включать следующие разделы: общая пояснительная записка. Обоснование критериев ликвидации скважины; технологические и технические решения по ликвидации скважины; порядок организации работ по ликвидации скважины; 41

42 мероприятия по охране недр, окружающей среды и обеспечению промышленной безопасности; сметный расчет. Все ликвидируемые скважины в зависимости от причин ликвидации подразделяются на 4 категории: I скважины, выполнившие свое назначение; II скважины, ликвидируемые по геологическим причинам; III скважины, ликвидируемые по техническим причинам; IV скважины, ликвидируемые по технологическим, экологическим и другим причинам. К первой категории скважин относятся скважины, выполнившие свое назначение. Сюда входят: 1) скважины, выполнившие задачи, предусмотренные проектом строительства, проектами (технологическими схемами) и другими технологическими документами на разработку месторождений; 2) скважины, достигшие нижнего предела дебитов, установленных проектом, технологической схемой разработки или инструкцией по обоснованию нижнего предела рентабельности эксплуатационных скважин, разработанной и утвержденной в установленном порядке, обводнившиеся пластовой, закачиваемой водой, не имеющие объектов возврата или приобщения, в случае отсутствия необходимости их перевода в контрольный (наблюдательный, пьезометрический) фонд; 3) скважины, пробуренные для проведения опытных и опытно-промышленных работ по испытанию различных технологий, после выполнения установленных проектом задач; 4) скважины, пробуренные как добывающие, а после обводнения переведенные в контрольные, нагнетательные и другие, при отсутствии необходимости их дальнейшего использования; 5) скважины, выполнившие свое назначение на подземных хранилищах нефти и газа и месторождениях термальных и промышленных вод. 42

43 Ко второй категории относятся скважины или часть их ствола, ликвидируемые по геологическим причинам. К ним относятся: 1) скважины, доведенные до проектной глубины, но оказавшиеся в неблагоприятных геологических условиях, т.е. в зонах отсутствия коллекторов, законтурной области нефтяных и газовых месторождений, давшие непромышленные притоки нефти, газа, воды, а также скважины, где были проведены работы по интенсификации притока, которые не дали результатов; 2) скважины, прекращенные строительством из-за нецелесообразности дальнейшего ведения работ по результатам бурения предыдущих скважин; 3) скважины, не вскрывшие проектный горизонт и не доведенные до проектной глубины из-за несоответствия фактического геологического разреза проектному, вскрытия в разрезе непреодолимых препятствий (катастрофические зоны поглощения, обвалы, высокопластичные породы); 4) скважины, законченные строительством на подземных хранилищах нефти, газа и месторождениях теплоэнергетических и промышленных вод и оказавшиеся в неблагоприятных геологических условиях («сухие», не давшие притока и т.п.); 5) скважины нагнетательные, наблюдательные, эксплуатационные, йодобромные, теплоэнергетические, бальнеологические, а также скважины, пробуренные для сброса промысловых вод и других промышленных отходов, для эксплуатации подземных хранилищ нефти и газа, оказавшиеся в неблагоприятных геологических условиях, при отсутствии необходимости их использования в иных хозяйственных целях. К третьей категории относятся скважины или часть их ствола, ликвидируемые по техническим причинам (аварийные). К ним относятся скважины, где прекращены строительство, работы по капитальному ремонту или эксплуатация вследствие аварий, инцидентов и осложнений, ликвидировать которые существующими методами невозможно или экономически нецелесообразно: 43

44 1) скважины, где возникли открытые фонтаны, пожары, следствием которых явилась потеря ствола скважины, а также аварии с бурильным инструментом, техническими или эксплуатационными колоннами, внутрискважинным и устьевым оборудованием, геофизическими приборами и кабелем, аварии из-за некачественного цементирования. В случаях, когда в исправной части ствола скважины (выше аварийной части) имеются продуктивные горизонты промышленного значения, подлежащие в соответствии с технологическими документами на разработку месторождений отработке этой скважиной, ликвидируется в установленном порядке только аварийная часть ствола, а исправная передается добывающему предприятию; 2) скважины, где произошел приток пластовых вод при освоении, испытании или эксплуатации, изолировать которые не представляется возможным; 3) скважины, на которых выявлена негерметичность эксплуатационной колонны в результате ее коррозионного износа вследствие длительной эксплуатации в агрессивной среде; 4) скважины с разрушенными в результате стихийных бедствий (землетрясения, оползни) устьями или возникновением реальной опасности оползневых явлений или затопления; 5) скважины при смятии, сломе обсадных колонн в интервалах залегания солей, глин, многолетнемерзлых пород; 6) скважины, пробуренные на морских месторождениях в случае аварийного ухода буровых установок, разрушения гидротехнических сооружений, технической невозможности и экономической нецелесообразности их восстановления; 7) скважины, пробуренные с недопустимыми отклонениями от проектной точки вскрытия пласта. К четвертой категории относятся скважины, ликвидируемые по технологическим, экологическим и другим причинам. К ним относятся: 44

45 1) скважины, законченные строительством и непригодные к эксплуатации из-за несоответствия прочностных и коррозионностойких характеристик эксплуатационной колонны фактическим условиям; 2) скважины, непригодные к эксплуатации в условиях проведения тепловых и газовых методов воздействия на пласт; 3) скважины, законсервированные в ожидании организации добычи, если срок консервации составляет 10 и более лет и в ближайшие 5 лет не предусмотрен их ввод в эксплуатацию, или по данным контроля за техническим состоянием колонны и цементного камня дальнейшая консервация нецелесообразна; 4) скважины, расположенные в санитарно-защитных зонах населенных пунктов, водоохранных зонах рек, водоемов, запретных зонах, по обоснованным требованиям уполномоченных органов; 5) нагнетательные скважины при прекращении их приемистости, скважины на подземных хранилищах и скважины, предназначенные для сброса промысловых вод и отходов производства при невозможности или экономической нецелесообразности восстановления их приемистости; 6) скважины специальные объекты, ликвидация которых по мере выполнения поставленных задач проводится в соответствии с требованиями законодательства и настоящей Инструкции; 7) скважины, расположенные в зонах, где изменилась геологическая обстановка, повлекшая за собой изменение экологических, санитарных требований и мер безопасности, и возникло несоответствие эксплуатации скважин статусу этих зон; 8) скважины, не вскрывшие проектный горизонт и не доведенные до проектной глубины из-за возникновения форсмажорных обстоятельств длительного действия, банкротства предприятия, отсутствия финансирования, прекращения деятельности предприятия, окончания срока действия лицензии на пользование недр. 45

46 Оборудование устьев и стволов нефтяных, газовых и других скважин при их ликвидации без эксплуатационной колонны Ликвидация скважины без эксплуатационной колонны в зависимости от горно-геологических условий вскрытого разреза производится путем установки цементных мостов в интервалах залегания высоконапорных минерализованных вод (K а = 1,1 и выше) и слабопродуктивных, не имеющих промышленного значения залежей углеводородов. Высота цементного моста должна быть на 20 м ниже подошвы и на столько же выше кровли каждого такого горизонта. Над кровлей верхнего пласта с минерализованной водой, а также на границе залегания пластов с пресными и минерализованными водами (если они не перекрыты технической колонной) устанавливается цементный мост высотой 50 м. В башмаке последней технической колонны устанавливается цементный мост с перекрытием башмака колонны не менее чем на 50 м. Наличие мостов проверяется разгрузкой бурильного инструмента или насосно-компрессорных труб с усилием, не превышающим предельно допустимую удельную нагрузку на цементный камень. Установленный в башмаке последней технической колонны цементный мост, кроме того, испытывается методом гидравлической опрессовки. Результаты работ оформляются соответствующими актами. Извлечение верхней части технической колонны с незацементированным затрубным пространством допускается при отсутствии в разрезе напорных и углеводородосодержащих горизонтов. В этом случае в оставшейся части технической колонны устанавливается цементный мост высотой на 50 м выше и 20 м ниже места извлечения колонны. 46

47 Оставшаяся часть технической колонны заполняется нейтральной жидкостью, кондуктор нейтральной незамерзающей жидкостью. При ликвидации скважин в результате аварии с бурильным инструментом (категория III-a) в необсаженной части ствола и невозможности его извлечения необходимо произвести торпедирование или отворот неприхваченной части инструмента. При нахождении верхней части оставшегося в скважине инструмента ниже башмака технической колонны необходимо произвести установку цементного моста под давлением с перекрытием головы оставшегося инструмента на 50 м. После ожидания затвердения цемента следует определить разгрузкой бурильного инструмента или насосно-компрессорных труб верхний уровень цементного моста. В башмаке технической колонны необходимо также установить цементный мост высотой 50 м и проверить его наличие разгрузкой бурильного инструмента или насосно-компрессорных труб и опрессовкой. При аварии с бурильным инструментом, когда его верхняя часть осталась в интервале ствола, перекрытого технической колонной, необходимо произвести его торпедирование или отворот на уровне башмака колонны и цементирование под давлением с установкой цементного моста на уровне не менее 100 м над башмаком технической колонны. Устье скважины необходимо оборудовать заглушкой (или глухим фланцем с вваренным патрубком и вентилем), установленной на кондукторе (технической колонне). На устье скважины устанавливается бетонная тумба размером м с репером высотой не менее 0,5 м и металлической таблицей (именуемой далее «таблицей»), на которой электросваркой указывается номер скважины, месторождение (площадь), предприятие пользователь недр, дата ее ликвидации. При расположении скважины на землях, используемых для сельскохозяйственных целей, устья скважины углубляются не менее чем на 2 м от поверхности, оборудуются заглушкой, 47

48 установленной на кондукторе (технической колонне), и таблицей с указанием номера скважины, месторождения (площади), предприятия пользователя недр и даты ее ликвидации. Заглушка покрывается материалом, предотвращающим ее коррозию, и устье скважины засыпается землей. Выкопировка плана местности с указанием местоположения устья ликвидированной скважины передается землепользователю, о чем делается соответствующая отметка в деле скважины и акте на рекультивацию земельного участка. По скважинам, ликвидированным по III категории, а также скважинам всех категорий, пробуренным в пределах внешнего контура нефтегазоносности и максимального размера искусственной залежи газохранилища, цементные мосты устанавливаются в интервале на 20 м ниже и выше мощности всех продуктивных горизонтов, продуктивность которых установлена в процессе строительства скважин, разработки месторождения, эксплуатации хранилища Оборудование устьев и стволов нефтяных, газовых и других скважин при их ликвидации со спущенной эксплуатационной колонной Оборудование стволов при ликвидации скважин со спущенной эксплуатационной колонной производится следующим образом: При подъеме цемента за эксплуатационной колонной выше башмака предыдущей колонны (технической колонны или кондуктора) устанавливаются цементные мосты против всех интервалов перфорации, интервалов негерметичности, установки муфт ступенчатого цементирования, в местах стыковки при секционном спуске эксплуатационной и технической колонн, интервале башмака кондуктора (технической колонны). Если по решению пользователя недр производится отворот незацементированной части эксплуатационной колонны, то уста- 48

49 навливается цементный мост высотой не менее 50 м на «голове» оставшейся части колонны. Оставшаяся часть скважины заполняется незамерзающей нейтральной жидкостью. При отсутствии цементного камня за эксплуатационной колонной ниже башмака кондуктора или технической колонны, если в этот промежуток попадают пласты коллекторы, содержащие минерализованную воду или углеводороды, то производится перфорация колонны и цементирование под давлением с установкой цементного моста в колонне, перекрывающего указанный интервал, и на 20 м ниже и выше с последующей опрессовкой, проведением исследований по определению высоты подъема цемента и качества схватывания. При ликвидации скважин с нарушенной колонной из-за аварии или корродирования эксплуатационной колонны вследствие длительных сроков эксплуатации проводятся исследования по определению наличия и качества цемента за колонной. Производят цементирование в интервалах его отсутствия и установку цементного моста в колонне с перекрытием всей прокорродировавшей части колонны и на 20 м выше и ниже этого интервала, с последующей опрессовкой оставшейся части колонны. Ликвидация скважин со смятой эксплуатационной колонной производится путем установки цементных мостов в интервалах перфорации и смятия колонн и на 20 м ниже и на 100 м выше этих интервалов перфорации и смятия колонн. При нахождении скважины на территории подземного газового хранилища допускается (с целью контроля за межколонными пространствами) оборудование устья без установки тумбы по схеме, согласованной с территориальными органами Ростехнадзора. По скважинам, вскрывшим малодебитные, низконапорные пласты (K а = 1,1), допускается принимать консервационные цементные мосты в качестве ликвидационных при условии, что мост перекрывает верхние отверстия перфорации не менее чем на 50 м. 49

50 Порядок оформления документов на ликвидацию скважины Для рассмотрения документов на ликвидацию скважины пользователь недр создает постоянно действующую комиссию (ПДК) из лиц, имеющих право руководства горными работами, прошедших аттестацию в соответствии с требованиями «Положения о порядке подготовки и аттестации работников организаций, осуществляющих деятельность в области промышленной безопасности опасных производственных объектов, подконтрольных Ростехнадзору, с привлечением в комиссию необходимых специалистов (геолог, экономист, главный бухгалтер и др.)». Решение ПДК о ликвидации скважины является основанием для подготовки задания на проектирование и составления плана изоляционно-ликвидационных работ. При отсутствии в проектах разведки, разработки месторождений, рабочих проектах на строительство скважин, других инвестиционных проектах разделов по ликвидации и консервации скважин, а также при отсутствии типовых проектов на ликвидацию и консервацию скважин пользователь недр организует разработку проектной документации в соответствии с требованиями нормативных документов. Оформление документов на ликвидацию и консервацию скважины осуществляется в следующем порядке: 1) оформление справки, содержащей сведения об истории бурения (с обязательным указанием дат начала и прекращения бурения, испытания, работ по ликвидации аварии, для скважин IV категории консервации), эксплуатации, включая основные величины, характеризующие эксплуатацию скважины (дебиты, давления, накопленные отборы нефти, газа, воды), проводимых капитальных ремонтах, переводах и приобщениях, проектной, фактической конструкции, причинах отступления от проекта, причинах ликвидации скважин (с обоснованием); 50

51 2) выкопировки из структурной карты с указанием проектного и фактического положения устья и забоя, а для эксплуатационных скважин карты текущего состояния разработки месторождения; 3) сведений о том, когда и кем составлен проект строительства этой скважины, кто его утверждал, о фактической и остаточной стоимости скважины; 4) диаграмм стандартного каротажа с разбивкой на горизонты и заключением по всем вскрытым продуктивным пластам, а также заключение по проверке качества цементирования (АКЦ и др.); 5) результатов опрессовки колонн и цементных мостов на основании актов за подписью исполнителей; 6) результатов проверки технического состояния обсадных колонн на основании актов за подписью исполнителей; 7) заключения научно-исследовательской организации, осуществляющей разработку проектной документации. По скважинам, ликвидируемым по категориям I-б, I-в, IV-б, IV-д, составляется план изоляционно-ликвидационных работ, включающий проектные решения по промышленной безопасности, охране недр и окружающей природной среды. План изоляционно-ликвидационных работ согласуется с территориальными органами Ростехнадзора. Для месторождений с высоким содержанием в продукции агрессивных и токсичных компонентов план дополнительно согласовывается с природоохранными органами. По скважинам, пробуренным в акваториях морей, план изоляционно-ликвидационных работ должен быть дополнительно согласован с гидрографической службой флота и природоохранными органами. Согласованный в вышеприведенном порядке план изоляционно-ликвидационных работ является основанием для проведения работ по ликвидации объекта. Проект акта на ликвидацию скважины совместно с актами выполненных работ за подписью их исполнителей, заверенные 51

52 пользователем недр, а также акты (в зимний период графики и обязательства) на проведенные работы по рекультивации земли и акты расследования аварий с копиями приказов по результатам расследования причин аварий с мероприятиями по их устранению и предупреждению для скважин, ликвидированных по техническим причинам (кроме категории III-в), представляются в органы Ростехнадзора. Все материалы по ликвидированной скважине, включая утвержденный акт на ликвидацию, должны быть сброшюрованы, заверены печатью и подписями. Материалы хранятся у пользователя недр. Итоговые данные по ликвидации скважин направляются в Госгортехнадзор России с годовыми отчетами управлениями округов по установленной форме. Учет актов о ликвидации скважин осуществляют территориальные органы Ростехнадзора. Номер и дата акта о ликвидации объекта проставляются территориальным органом Ростехнадзора после его подписания. До 1 апреля года, следующего за отчетным, пользователь недр обязан представить территориальному органу Ростехнадзора отчет по утвержденной форме. Учет, ежегодный контроль за состоянием устьев ликвидированных скважин и необходимые ремонтные работы при обнаружении неисправностей и нарушений требований охраны недр осуществляет пользователь недр. Восстановление ранее ликвидированных скважин производится по проектам и планам, согласованным с территориальным органом Росгортехнадзора. Повторная ликвидация восстановленных скважин (части ствола) и оформление материалов на ликвидацию производится согласно настоящей Инструкции в соответствии с задачами и интервалами, указанными в проекте или обосновании на восстановительные работы. 52

53 2. ВОССТАНОВЛЕНИЕ СКВАЖИН 2.1. 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. Основное требование к технологии РИР обеспечение закачки рабочих растворов изоляционного агента в скважину и продавливание в изолируемый интервал с сохранением его изолирующих свойств. При разработке нефтяных месторождений чуждая вода может поступать в скважину в период ее освоения, по окончании бурения, после продолжительной эксплуатации. По отношению к продуктивным нефтегазоносным горизонтам пластовые воды подразделяют на верхние, нижние, контурные, подошвенные, промежуточные, тектонические и смешанные. Верхняя и нижняя воды залегают в пластах соответственно выше и ниже продуктивного пласта. Контурная вода залегает в пониженной части нефтяного пласта (в антиклинальных складках). Подошвенная вода в отличие от контурной располагается по всему пласту, занимая нижнюю часть его непосредственно под нефтью. В ряде случаев эта вода залегает в отдельных пропластках, отделяемых от нефти небольшими по толщине глинистыми перемычками. Промежуточная вода залегает в отдельных пропластках продуктивного пласта. Тектоническая вода вода, проникшая в продуктивные горизонты по тектоническим нарушениям. Смешанная вода вода нескольких горизонтов, эксплуатируемых одной скважиной общим фильтром. 53

54 Для разработки и осуществления наиболее рациональных и эффективных мероприятий по изоляции эксплуатационного объекта от чуждых вод необходимо знать: причины поступления чуждых вод в скважины; горизонт, которому принадлежит вода; глубину его залегания, пути движения воды. Причины поступления чуждых вод в скважину: недоброкачественное цементирование эксплуатационной колонны, вследствие чего не достигается полное разобщение нефтеносных горизонтов от водоносных; нарушение цементного кольца в заколонном пространстве или цементного стакана на забое скважины; обводнение через соседнюю скважину, эксплуатирующую тот же горизонт; дефект в эксплуатационной колонне вследствие недоброкачественности металла труб (наличие в теле обсадных труб трещин, раковин); разрушение колонны под воздействием минерализованных пластовых вод; нарушение колонны в процессе освоения скважины; повреждение колонны при текущем и капитальном ремонте. Работы по капитальному ремонту скважины для перекрытия путей движения вод заключаются в изоляции ее от проникновения верхних, нижних и подошвенных вод и называются изоляционными Подготовка к ремонтно-изоляционным работам Перед началом производства ремонтных работ крепи скважин наземные сооружения, буровое и вспомогательное оборудование, инструменты и контрольно-измерительные приборы, исходя из предстоящих работ на скважине, должны быть проверены и приведены в соответствие действующим требованиям, обеспечивающим безопасное проведение работ. Подготовка насосно-компрессорных (НКТ) и бурильных труб осуществляется в соответствии с действующими РД. На трубных базах производят гидравлические испытания, калибровку резьб, шаблонирование, маркировку и сортировку труб. Транспортирование труб на скважину должно произво- 54

55 диться специальным транспортом. При погрузке между рядами труб размещают деревянные прокладки, предохраняющие трубы от ударов. При этом концы труб не должны свешиваться или выступать за габариты транспортного средства более чем на 1 м. Транспортирование труб без предохранительных колец и ниппелей запрещается. При разгрузке и укладке труб у скважины необходимо, чтобы муфтовые концы были направлены в сторону устья скважины. Не допускается сбрасывать трубы, ударять их друг о друга, перетаскивать волоком. Непосредственно на буровых проводят наружный осмотр, повторное шаблонирование, укладку труб в порядке спуска в скважину и замер их длины. На каждые 1000 м, необходимых для работы труб, требуется подготовить дополнительно 50 м резервных труб. Подготовленные трубы укладывают штабелями на стеллажи в порядке очередности спуска в скважину, между рядами помещают деревянные прокладки. Торцы муфт каждого ряда труб должны располагаться в одной вертикальной плоскости. Составление колонны НКТ для различных операций при РИР осуществляется согласно РД и имеет свои специфические особенности. Для тампонажных и вспомогательных работ обычно применяются НКТ размером 60, 73, 89, 114 мм. Для цементирования используют новые или незначительно изношенные трубы. При тампонажных и вспомогательных работах в глубоких скважинах, исходя из условий прочности на разрыв, следует применять комбинированные колонны труб Восстановление герметичности цементного кольца Восстановление герметичности цементного кольца производят в следующей последовательности: 1) производят глушение скважины; 2) оборудуют устье скважины с учетом возможности осуществления прямой и обратной циркуляции, а также расхаживания труб; 55

56 3) поднимают НКТ и другое скважинное оборудование; 4) проводят комплекс геофизических и гидродинамических исследований по выявлению состояния цементного кольца; 5) определяют приемистость флюидопроводящих каналов в заколонном пространстве и направление движения потока, а также степень отдачи пластом поглощенной жидкости; 6) анализируют геолого-технические характеристики пласта и работу скважины: величину кривизны и кавернозности ствола скважина; глубину расположения центраторов и других элементов технологической оснастки обсадной колонны; температуру и пластовое давление; тип горных пород; давление гидроразрыва; дебит скважины; содержание и гранулометрический состав механических примесей в продукции; химический состав изолируемого флюида; 7) проверяют приемистость дефектной части крепи при установившемся режиме подачи жидкости; 8) производят оценку объема отдаваемой пластом жидкости; 9) за 3 5 сут до осуществления работ проводят лабораторный анализ тампонажного состава в условиях ожидаемых температуры и давления и определяют механические характеристики и время начала загустевания тампонажного состава; 10) производят расчет продолжительности технологического процесса. Время продолжительности технологического процесса не должно превышать 75 % от времени начала загустевания тампонажного состава, в противном случае делают корретировку рецептуры тампонажного состава; При исправлении негерметичности цементного кольца, расположенного над продуктивным пластом, проводят дополнительные подготовительные операции: 56

57 Создают спецотверстия в средней плоскости между водоносным горизонтом и фильтром против плотных пород (3 5 отверстий). Перекрывают интервал перфорации (в интервале продуктивного пласта) песчаной пробкой и сверху слоем глины высотой 1 м над песчаной пробкой или взрыв-пакером типа ВП, устанавленным на 2 3 м выше верхних перфорационных отверстий, но не менее чем на 2 м ниже спецотверстий. Если тампонирование проводят через эксплуатационный фильтр, то его перекрывают песчаной пробкой из расчета, что 1 м верхней части фильтра остается не перекрытым. Замеряют глубину установки песчаной пробки (взрывпакера) и определяют приемистость изолируемого объекта. Спускают и устанавливают башмак заливочной колонны. Производят гидроиспытание колонны НКТ и пакера. Приготавливают, закачивают и продавливают тампонажный раствор в заданный интервал: при приемистости скважины до 2 м 3 /(ч МПа) применяют цементный раствор или его комбинацию с полимерными добавками; при приемистости более 2 м 3 /(ч МПа) предварительно снижают интенсивность поглощения с применением различных наполнителей. По истечении установленного срока ОЗЦ проверяют эксплуатационную колонну и мост на герметичность. При положительных результатах работ разбуривают цементный мост и вымывают из скважины песчаную пробку. Производят оценку качество РИР с помощью геофизических и гидродинамических методов исследований. При исправлении негерметичности цементного кольца, расположенного ниже эксплуатационного объекта (пласта), РИР проводят через фильтр нижнего объекта или специальные перфорационные отверстия. 57

58 Если РИР проводят через фильтр нижнего эксплуатационного объекта, башмак НКТ устанавливают на 1,0 1,5 м ниже фильтра. Если РИР планируют проводить через специальные перфорационные отверстия, то эти отверстия простреливают или в зоне ВНК, или в интервале плотного раздела между нижним эксплуатационным и нижележащим водоносным пластами. Башмак НКТ устанавливают на 1,0 1,5 м ниже интервала специальных перфорационных отверстий. При использовании пакера его резиновый элемент устанавливают между подошвой нижнего пласта и интервалом специальных отверстий. После окончания закачки тампонажной смеси ее излишний объем удаляют из НКТ обратной промывкой, поднимают НКТ на м и скважину оставляют на ОЗЦ Наращивание цементного кольца за обсадной колонной Перед наращиванием цементного кольца за обсадной колонной изучают первичную документацию и устанавливают: параметры бурового и цементного растворов, использованных при первичном цементировании; наличие и интенсивность поглощения в процессе бурения скважины; места установки центраторов; наличие аварий с бурильным инструментом. Останавливают скважину и определяют динамику восстановления давления в межколонном пространстве. Производят глушение скважины. Шаблонируют эксплуатационную колонну до глубины на м ниже расположения цементного кольца за обсадной колонной. Устанавливают цементный мост над интервалом перфорации и по истечении срока ОЗЦ проверяют прочность и герметичность цементного моста при разгрузке НКТ с промывкой. 58

59 При наличии в заколонном пространстве зон поглощений проводят изоляционные работы для снижения их интенсивности и выбирают тип тампонажного материала в зависимости от интенсивности поглощения с учетом геолого-технических и температурных условий. В скважинах, в которых возможен гидроразрыв пласта, следует использовать облегченные тампонажные растворы. При прямом тампонировании через специальные отверстия на заданной глубине в обсадной колонне простреливают отверстия (4 5 отв.), промывают скважину до полного удаления остаточного объема старого бурового раствора. На устье скважины монтируют цементировочную головку, устанавливают продавочную пробку и закачивают расчетный объем тампонажного раствора непосредственно в эксплуатационную колонну. Делают продавку цементного раствора таким образом, чтобы продавочная пробка к концу продавки была на м выше специальных отверстий. Закрывают кран на цементировочной головке и скважину оставляют на ОЗЦ. По окончании ОЗЦ демонтируют цементировочную головку, спускают колонну НКТ с перомшаблоном, отбивают голову цементного моста, делают промывку и НКТ извлекают из скважины. Геофизическими исследованиями определяют верхнюю границу цементного кольца за обсадной колонной. Разбуривают цементный стакан в обсадной колонне и проверяют ее на герметичность. Обратное тампонирование применяют в случаях, когда над наращиваемым цементным кольцом находится интенсивно поглощающий пласт. Промывку и закачку тампонажного раствора с закупоривающими наполнителями в заколонное пространство производят используя трубы малого диаметра (20 30 мм) с применением колтюбинговой установки. Комбинированное тампонирование применяют в случаях, когда перед прямым тампонированием не удается восстановить циркуляцию из-за наличия в разрезе одной или нескольких зон 59

60 поглощений. Первую порцию тампонажного раствора закачивают описанным ранее прямым способом через специальные отверстия, а вторую в затрубное пространство обратным способом. В случае если установлена негерметичность обсадной колонны в интервале спецотверстий, то дальнейшие работы по ликвидации их негерметичности выполняют с применением стальных гофрированных пластырей Исправление негерметичности цементного кольца 1. Производят глушение скважины. 2. Оборудуют устье скважины с учетом возможности осуществления прямой и обратной циркуляции, а также расхаживания труб. 3. Поднимают НКТ и скважинное оборудование. 4. Проводят комплекс геофизических и гидродинамических исследований. 5. Определяют приемистость флюидопроводящих каналов в заколонном пространстве и направление движения потока, а также степень отдачи пластом поглощенной жидкости. 6. Анализируют геолого-технические характеристики пласта и работу скважины: величину кривизны и кавернозности ствола скважина; глубину расположения центраторов и других элементов технологической оснастки обсадной колонны; температуру и пластовое давление; тип горных пород; давление гидроразрыва; дебит скважины; содержание и гранулометрический состав механических примесей в продукции; химический состав изолируемого флюида. 60

61 Проверяют скважину на заполнение и определяют приемистость дефектной части крепи при установившемся режиме подачи жидкости. Производят оценку объема отдаваемой пластом жидкости. За 3 5 сут до осуществления работ проводят лабораторный анализ тампонажного состава в условиях ожидаемых температуры и давления. Время начала загустевания тампонажного состава должно быть не менее 75 % от расчетной продолжительности технологического процесса. При исправлении негерметичности цементного кольца, расположенного над продуктивным пластом, проводят дополнительные подготовительные операции. Создают спецотверстия на участке высотой 1 м (5 8 отверстий) над эксплуатационным фильтром против плотных пород. Перекрывают интервал перфорации (в интервале продуктивного пласта) песчаной пробкой и сверху слоем глины высотой 1 м над песчаной пробкой или взрыв-пакером типа ВП, устанавливаемым на 2 3 м выше верхних перфорационных отверстий, но не менее чем на 2 м ниже спецотверстий. Если тампонирование проводят через эксплуатационный фильтр, то его перекрывают песчаной пробкой из расчета, что 1 м верхней части фильтра остается неперекрытым. Замеряют глубину установки песчаной пробки (взрывпакера). Определяют приемистость изолируемого объекта. Спускают и устанавливают башмак заливочной колонны в зависимости от приемистости объекта: при приемистости 1,5 м 3 /(ч МПа) на 20 м выше спецотверстий; при приемистости менее 1,5 м 3 / (ч МПа) на 1,0 1,5 м ниже спецотверстий. Производят гидроиспытание колонны НКТ и пакера. 61

62 Приготавливают, закачивают и продавливают тампонажный раствор в заданный интервал: при приемистости скважины до 2 м 3 /(ч МПа) применяют цементный раствор или его комбинацию с полимерными составами; при приемистости более 2 м 3 /(ч МПа) предварительно снижают интенсивность поглощения с применением различных наполнителей. По истечении установленного срока ОЗЦ проверяют эксплуатационную колонну на герметичность. Разбуривают цементный мост. Вымывают из скважины песчаную пробку. Оценивают качество РИР с помощью геофизических и гидродинамических методов исследований. При исправлении негерметичности цементного кольца, расположенного ниже эксплуатационного объекта (пласта), РИР проводят через фильтр нижнего объекта или через специальные перфорационные отверстия. Если РИР проводят через фильтр нижнего эксплуатационного объекта, башмак НКТ устанавливают на 1,0 1,5 м ниже фильтра. Если РИР планируют проводить через специальные перфорационные отверстия, то эти отверстия простреливают или в зоне ВНК, или в интервале плотного раздела между нижним эксплуатационным и нижележащим водоносным пластами. Башмак НКТ устанавливают на 1,0 1,5 м ниже интервала специальных перфорационных отверстий. При использовании при этом пакера, его резиновый элемент устанавливают между подошвой нижнего пласта и интервалом специальных отверстий. После окончания тампонирования удаляют излишний объем тампонажного раствора из НКТ обратной промывкой, поднимают НКТ на м и скважину оставляют на ОЗЦ. 62

63 2.2. Устранение аварий, допущенных в процессе эксплуатации скважин Подготовительные работы Изучают и анализируют первичные материалы по подземному оборудованию, режиму его эксплуатации и режиму эксплуатации скважины. На основе этого составляют план ликвидации аварии. В плане предусматривают меры, предупреждающие возникновение проявлений и открытых фонтанов, а также меры по охране недр и окружающей среды. Работы по ликвидации аварии, в соответствии с утвержденным планом, производят под руководством мастера по сложным работам и при участии мастера по ремонту скважин. Доставляют на скважину, в зависимости от вида аварии, комплекты ловильного инструмента, печатей, специальных долот, фрезеров и т.п. Ловильный инструмент должен иметь паспорта. Для спуска ловильного инструмента для извлечения труб, как правило, используются бурильные трубы с правой или левой резьбой. При спуске ловильного инструмента все соединения бурильных труб должны закрепляться машинными или автоматическими ключами с контролем момента свинчивания. При расхаживании прихваченных НКТ нагрузки на трубы и подъемное оборудование не должны превышать допустимый предел прочности. Работы по освобождению прихваченного инструмента с применением взрывных устройств (торпеды, детонирующие шнуры и т.п.) проводят по специальному плану, согласованному с геофизическим предприятием. При установке ванн (нефтяной, кислотной, щелочной, водяной) гидростатическое давление столба жидкости в скважине, включая жидкость ванны, должно превышать пластовое давление на величину, предусмотренную правилами глушения скважины. При вероятности снижения гидростатического 63

64 давления ниже пластового работы по расхаживанию НКТ проводят с превентором или герметизатором затрубного пространства, соблюдая меры безопасности Извлечение из скважины труб Извлечение оборванных НКТ из скважины производят в следующей последовательности: спускают свинцовую печать и определяют состояние оборванного конца трубы; в зависимости от характера и вида разрушения оборванного участка (разрыв, смятие, вогнутость краев и т.п.) спускают ловильный инструмент соответствующей конструкции для выправления конца трубы с целью последующего его захвата труболовкой. Извлечение прихваченных цементом труб производят в следующей последовательности; отворачивают и поднимают свободные от цемента трубы; обуривают зацементированные трубы трубным или кольцевым фрезером с удлинителем (включая направляющий патрубок) не менее 10 м. Фрезерование труб производят с таким расчетом, чтобы конец остающейся в скважине трубы был свободен от цемента. Фрезерование труб должно осуществляться при интенсивной промывке скважины и осевой нагрузке на фрезер не более кн. Вырезание бурильных труб и НКТ диаметром 73 мм производят при помощи наружных труборезов. НКТ диаметром 89 и 115 мм вырезают внутренними труборезами, а обсадные трубы внутренними труборезами с выдвижными резцами гидравлического действия Извлечение из скважины отдельных предметов Извлечение из скважины отдельных предметов осуществляют после предварительного обследования свинцовыми печа- 64

65 тями характера и места их нахождения. В качестве ловильного инструмента применяют труболовки, колокола, метчики, овершот, магнитные фрезеры, фрезеры-пауки. Ловильные работы производят с промывкой. Извлекаемые предметы предварительно фрезеруют. В случае если предмет не удается извлечь из скважины, его фрезеруют или дробят на мелкие куски с последующим захватом ловильным инструментом и подъемом из скважины. Канат, кабель и проволоку извлекают из скважины при помощи удочки, крючка и т.п. инструмента. Спускаемый в скважину ловильный инструмент должен иметь ограничители, диаметр которых не должен превышать диаметра шаблона для обсадной колонны. Решение о прекращении работ по ликвидации аварии принимает техническая служба нефтегазодобывающего предприятия по согласованию с геологической службой и Росгортехнадзором. В особо ответственных случаях это решение утверждает руководство предприятия Устранение аварий, допущенных в процессе бурения В процессе бурения скважины на нефть и газ возникают различного вида аварии. Под аварией в бурении следует понимать нарушение технологического процесса строительства скважины, вызываемое потерей подвижности колонны труб или ее поломкой с оставлением в скважине элементов колонны труб, а также различных предметов и инструментов, для извлечения которых требуются специальные работы. Характерными поломками являются: поломки по телу или по узлам соединения бурильных, утяжеленных, ведущих, обсадных и насосно-компрессорных труб, бурильных замков, переводников; поломки забойных двигателей, амортизаторов, рас- 65

66 ширителей, центраторов, долот, вспомогательных и ловильных инструментов и т.д. Кроме того, в скважинах могут оставаться долота, забойные двигатели, геофизические и другие приборы и инструменты. Часто бурильные и обсадные колонны неожиданно оказываются прихваченными или заклиненными в скважине, происходит смятие или нарушение обсадных колонн, которыми перекрывается часть ствола скважины. Также нередки газонефтеводопроявления, которые надолго останавливают процесс строительства скважины. Все указанные выше нарушения технологического процесса строительства скважины, для устранения которых ведутся дополнительные работы, независимо от времени, затраченного на их ликвидацию, считаются аварией в бурении. Нарушения непрерывности технологического процесса строительства (бурения и испытания) скважины, происшедшие при соблюдении требований технического проекта и правил ведения буровых работ, вызванные явлениями горно-геологического характера, такими как поглощение, нефтегазопроявления, выбросы, осыпи, обвалы, желобные выработки, искривления ствола, открытое фонтанирование и др., а также последствия стихийных бедствий, относятся к осложнениям Классификация аварий Аварии в скважинах происходят почти со всеми видами труб и колонн, инструментами, приборами и т.д. На сегодняшний день наиболее частотны аварии в цикле строительства скважины. Для удобства анализа, разработки мер предупреждения и ликвидации аварий все они разделены на виды. Вид аварий это характерные, много раз повторяющиеся, схожие между собой, существенно не отличающиеся друг от друга аварии. 66

67 Аварии в бурении условно подразделяются на следующие виды: аварии с элементами колонны бурильных труб; прихват бурильных и обсадных колонн; аварии с долотами; аварии с обсадными колоннами и элементами их оснастки; аварии из-за неудачного цементирования; аварии с забойными двигателями; падение в скважину посторонних предметов; прочие аварии. Аварии с элементами колонны бурильных труб оставление в скважине элементов колонны бурильных труб (ведущих, бурильных и утяжеленных труб, переводников, муфт, замков, центраторов, амортизаторов, калибраторов) из-за поломок по телу на гладком участке или в зоне замковой резьбы, или по сварному шву; вследствие срыва по резьбовому соединению, а также в результате падения в скважину названных выше элементов, из-за развинчивания по резьбе или ввиду поломок спускоподъемного оборудования или инструмента, обрыва талевого каната, при подъеме на одном штропе и т.д. Прихваты бурильных и обсадных колонн непредвиденная потеря подвижности колонны труб вследствие прилипания под действием перепада давления; заклинивания в желобах, в местах сужений или посторонними предметами; в результате обвала, осыпания горных пород со стенок скважин Причины возникновения аварий Основное число аварий происходит вследствие нарушения исполнителями работ требований технологии бурения и эксплуатации оборудования и инструментов, применяемых для бурения. В отдельных предприятиях по таким причинам происходит до 95 % от общего числа аварий. Множество аварий также вызвано некачественным изготовлением инструментов, механизмов и оборудования. Как правило, бракованные изделия спускают в скважину очень редко, так как перед спуском в скважину они подвергаются проверке. Невнимательность и небрежность при проверке 67

68 способствуют увеличению числа аварий с изделиями, спускаемыми в скважину. Число аварий из-за применения бракованных заводских изделий ежегодно не превышает 3 5 %. Значительно меньший процент составляют аварии, вызванные непредвиденными обстоятельствами. Такими являются нефтегазоводопроявления, вскрытие сильнотрещиноватых пластов, текучих пород и т.д. Причину аварий, прежде всего, необходимо искать внутри предприятия, в организации работы по строительству скважины, организации обеспечения буровой всем необходимым для проводки скважины. Необходимо отметить, что возникновению определенного числа аварий, хотя и не очень большого, способствует несовершенство технических и технологических проектов, а также конструкция инструментов Способы ликвидации аварий в процессе бурения Аварии с долотами оставление в скважине долота, бурильной головки, расширителя, а также их элементов и частей. Аварии с обсадными колоннами и элементами их оснастки аварии со спускаемыми, спущенными и зацементированными колоннами либо с их частями, вызванные разъединением по резьбовым соединениям, обрывом по сварному шву и телу трубы, смятием или разрывом по телу трубы, падением колонны или ее части, повреждением труб при разбуривании цементного стакана, стоп-кольца, обратного клапана, направляющей пробки или неисправностью элементов оснастки низа обсадной колонны. Аварии из-за неудачного цементирования прихват затвердевшим цементным раствором колонны бурильных труб, на которых спускалась секция обсадных труб или хвостовик; отказ в работе и повреждение узлов подвески секции обсадной колонны, нарушающие процесс крепления и дальнейшую про- 68

69 водку скважины; оголение башмака, недоподъем в затрубном пространстве или оставление в колонне цементного раствора, для удаления которого требуются дополнительные работы по устранению нарушения, а также негерметичность обсадных и бурильных колонн труб, послужившие причиной некачественного цементирования. Аварии с забойными двигателями оставление турбобура, электробура, виброударника, винтового двигателя или их узлов в скважине вследствие поломок или разъединения с бурильной колонной. Аварии в результате падения в скважину посторонних предметов падение в скважину вкладышей ротора, роторных клиньев, параллелей и вкладышей ключей ПКР, челюстей ключей АКБ, кувалд, ключей, ручных инструментов, приспособлений и их частей и других предметов, с помощью которых велись работы на устье скважины или над ним. Прочие аварии аварии, возникающие при производстве промысловых исследований в скважине (обрывы и прихваты кабеля, приборов, грузов, шаблонов, торпед, перфораторов и других устройств, применяемых при исследовании скважин и вспомогательных работах), открытые нефтяные и газовые фонтаны; падение и разрушение вышек, морских оснований, падение элементов талевой системы (кронблок, крюкоблок); взрывы и пожары на буровых, приводящие к выходу из строя оборудования и остановке бурения. Началом аварии считается момент ее возникновения, хотя он может быть обнаружен и позже, а окончанием аварии восстановление условий для продолжения бурения. Авария в скважине, произошедшая в период ликвидации ранее возникшей аварии, регистрируется, но не учитывается. Время на ее ликвидацию суммируется со временем, необходимым для ликвидации первоначально возникшей аварии. Такой же порядок учета распространяется и на случаи возникновения всех последующих аварий при ликвидации первой. 69

70 Аварии при испытании скважины в процессе бурения (с испытателями пластов) или после окончания бурения учитываются как аварии, происшедшие при испытании скважин Ликвидация прихвата с помощью ударных механизмов Ударные механизмы (яссы) широко применяются при ликвидации прихватов, вызванных заклиниванием, прилипаниями на большую высоту, а также обвалами. При работе с использованием ясса в зоне заклинивания разрушается связь между прихваченной частью колонны и стволом скважины. Наиболее широко применяют такие механизмы, как механический ударный (ГУМ) и вибрационный (ВУК). В каждом нефтедобывающем районе имеются яссы местных конструкций, изготовленные в мастерских или на местных заводах. Для ускорения ликвидации возникшего прихвата в начальной его стадии целесообразно устанавливать механические ударные устройства яссы в компоновку бурильной колонны, чтобы сразу же при обнаружении прихвата включить механизм в работу, что особенно важно при бурении в осложненных условиях. Ликвидация прихватов с помощью ударных механизмов осуществляется, когда методы ликвидации прихвата без разъединения бурильной колонны (гидроимпульс, торпедирование, ванны) не дали результата; длина извлекаемой части бурильной колонны не превышает 300 м; исключается отклонение в сторону верха прихваченной части колонны в зоне отвинчивания Аварии с долотами Признаками аварий с долотами при роторном бурении являются неравномерное вращение, вертикальные колебания бурильной колонны, а также прекращение проходки, при электробурении снижение показаний амперметра и отсутствие проходки, а при турбинном остановки турбобура, а также 70

71 отсутствие проходки. Выбор метода зависит от конкретных условий и наличия разрушающих инструментов. Установлено, что долото диаметром 295 или 269 мм может разрушаться при двух-трех спусках башмачного или забойного фрезера. Последующими спусками паука гидромеханического или магнитного фрезера извлекают куски металла с забоя. Долото, оставленное посредине ствола скважины, сначала доводят до забоя, потом определяют печатью его положение. Если долото стоит присоединительной резьбой вверх, то его извлекают так же, как и в предыдущем случае. Во всех других случаях его разрушают фрезером или торпедой. Категорически запрещается извлекать бескорпусные долота метчиком. Это приводит или к расколу долота, или к оставлению его над забоем, так как метчик очень плохо закрепляется по сварному шву. Шарошки долот и лапы с шарошками, а также лопатки лопастных долот, оставленные в скважине, извлекают пауком, гидромеханическим или магнитным фрезером. Целесообразно работать магнитным фрезером в комплексе с металлоуловителем, устанавливаемым над ним. При отсутствии паука гидромеханического или магнитного фрезера соответствующей грузоподъемности шарошки долота или лапы с шарошками разрушают забойным или башмачным фрезером. В зависимости от твердости пород на забое поверхность торцевой части фрезера должна быть выпуклой, плоской и вогнутой. Для повышения эффективности очистки забоя над забойным фрезером надо устанавливать металлоуловитель. В зависимости от типа долота различают следующие виды аварий: 1. Аварии с шарошечными долотами отвинчивание долот и их поломка. Отвинчивание происходит в результате нарушения правил крепления или спуска долота, а также при использовании пере- 71

72 водников на долото с несоответствующей резьбой (когда переводники изготовляются в механических мастерских без соответствующей проверки резьбы калибрами). Причины поломок долот: передвижка на забое; бурение с нагрузками, превышающими допустимые; удар долотом о забой или уступ; разбуривание пород долотами, не соответствующими их крепости; малая прочность опор; слабая прочность сварных швов; заклинивание долот; дефекты нарезки резьбы; неплотное прилегание заплечиков лап долота к торцу переводника; работа долотами по металлу; длительная промывка скважины перед подъемом сработанного долота. В результате аварий с долотами в скважине чаще всего остаются шарошки долот. Это связано в основном со значительным износом опор, недостаточным сроком их работы даже в пределах, предусматриваемых конструкцией долот и режимами работы последних в скважине. Долговечность опоры долота зависит от интенсивности изнашивания и разрушения поверхностей цапфы, шарошки и тел качения. Характер изнашивания и разрушения этих поверхностей различен. Это связано с неравномерным и сложным нагружением различных участков поверхностей опоры, а также с конструкцией, технологией изготовления и размерами долот. При этом трущиеся поверхности опоры подвергаются одновременно абразивному износу, хрупкому и усталостному выкрашиванию, смятию, окислительному и тепловому износу и высокотемпературным ожогам в микрообъемах металла и в присутствии промывочных жидкостей под высоким давлением. Одновременное развитие этих процессов, недоброкачественная сборка долот, различие механических свойств металла опор и шарошек, а также отдельные несовершенства конструкции долот приводят к неравномерной работе опор и вооружения долот и к большому различию их износостойкости. Все это создает трудности в определении качества отработки долот, оптимального и предельного времени пребывания долота на забое, особенно при турбинном бурении. 72

73 2. Аварии с алмазными долотами заклинивание долот при спуско-подъемных операциях и бурении, отвинчивание долот. Причинами заклинивания алмазных долот являются: резкая посадка долота в зоне сужения ствола скважины и ее призабойной зоне в результате спуска долота без ограничения скорости, особенно в необсаженной части ствола скважины; преждевременное прекращение циркуляции промывочной жидкости перед подъемом бурильной колонны с алмазным долотом (чаще во время процесса наращивания); недостаточная промывка скважины через долото (утечки промывочной жидкости через негерметичные участки бурильной колонны и ниппель турбобура), а также вследствие малой подачи промывочной жидкости насосами; бурение скважины при несоответствии размеров долота, утяжеленных бурильных труб и забойного двигателя (если такой применяется при бурении); заклинивание долот инородными предметами (металл и куски породы). Относительно часто наблюдаются случаи заклинивания ступенчатых долот вследствие наличия у них большой калибрующей поверхности секторов. Часто новые алмазные долота заклиниваются при спусках в скважину после работы трехшарошечными долотами и при длительной работе алмазным долотом без подъема из скважины. Заклиниванию алмазного долота нередко способствуют сальники. Алмазные долота отвинчиваются, как и другие долота. При бурении скважин из алмазных долот могут выпадать алмазы в результате недостаточного их крепления, а также вследствие изнашивания тела долота. Выпавшие алмазы крошат другие алмазы в долоте, что может привести в негодность все долото Аварии с бурильной колонной Многочисленными теоретическими исследованиями и практикой доказано, что аварии вследствие поломки элементов бурильной колонны вызваны в основном усталостью металла. 73

74 Явления усталости возникают главным образом под действием следующих основных переменных нагрузок: изгиба, колебаний бурильной колонны в продольном и поперечном направлении. Усталость металла ускоряют следующие факторы: дефекты материала труб расслоение и структурная неоднородность металла, незаметные (на глаз) инородные включения в металле и конструктивные дефекты, т.е. резкие переходы в сечении, острые надрезы, царапины и т.д.; малые радиусы закругления восьминиточных резьб (трубных); применение безупорного соединения трубы с замком или соединительной муфтой; неблагоприятные геологические и технологические условия бурения и нарушения запроектированных режимов бурения. К таким неблагоприятным условиям относятся: переслаивание пород, различные физико-механические свойства, структура и текстура, крутые углы падения пластов; работа колонн в средах с агрессивными химическими добавками (соли, кислоты, щелочи), способствующими возникновению коррозии; работа бурильной колонны в скважинах, имеющих по стволу большие каверны, особенно при роторном бурении; несоответствие размера долота диаметру бурильных труб; несоответствие типа долота характеристике разбуриваемых пород; возникновение резонанса при совпадении частоты колебаний колонны от пульсации давления на выкидной линии насоса с частотой собственных колебаний колонн; эксплуатация бурильной колонны в состоянии чрезмерного сжатия, т.е. при бурении без УБТ или с УБТ незначительной длины, тогда как вес УБТ должен превышать нагрузку на долото на 25 %; 74

75 установка над УБТ труб группы прочности Е, К, а также ЛБТ; применение труб несоответствующего класса для бурения на данной глубине; вмятины на трубах от инородных тел (шарошек, долот, крепких пород и т.д.); эксцентричность вышки, ротора по отношению к скважине. Перечисленные факторы способствуют возникновению аварий, вызванных: в ведущих трубах поломкой по телу и срывом трубной резьбы; в бурильных трубах поломками по телу на участках с номинальной толщиной стенки, в концевых утолщениях, в зоне сварного шва и трубной резьбы, а также срывом резьбы, соединяющей трубу с бурильным замком; в бурильных замках поломками по телу на участках, заключенных между резьбовыми концами и в зоне замковой резьбы ниппеля или муфты, а также срывом по замковой резьбе; в УБТ и переводниках поломками по телу в зоне замковой резьбы и срывом по замковой резьбе; в соединительных муфтах поломкой по телу. Кроме этого, встречаются аварии, вызванные развинчиванием резьб в замковых соединениях бурильных замков, УБТ, переводников и ведущих труб Аварии с забойными двигателями За последние годы буровые предприятия получили возможность работать мощными секционными турбобурами со шпинделями, а также забойными винтовыми двигателями. Наиболее распространенными стали турбобуры типа ЗТСШ различного диаметра, турбобуры серии А с наклонной линией давления, винтовые двигатели типа Д1 и Д2. Однако и с ними 75

76 происходят следующие аварии: отвинчивание шпинделя в результате развинчивания верхнего переводника турбобуров ЗТСШ и серии А; слом корпуса турбобура по верхнему переводнику в зоне резьбы и выше нее до 1,2 м у всех типов турбобуров; отвинчивание шпинделя средней секции турбобура ЗТСШ; слом вала шпинделя; срыв резьбы верхнего переводника турбобура; слом вала турбобура; раскрепление шпинделя по замковой резьбе. Бурение другими типами турбобуров также не исключает безаварийную работу Обработка призабойной зоны пласта Общие положения Обработку призабойной зоны (ОПЗ) проводят на всех этапах разработки нефтяного месторождения (залежи) для восстановления и повышения фильтрационных характеристик ПЗП с целью увеличения производительности добывающих и приемистости нагнетательных скважин. Выбор способа ОПЗ осуществляют на основе изучения причин низкой продуктивности скважин с учетом физикохимических свойств пород пласта-коллектора и насыщающих их флюидов, а также специальных гидродинамических и геофизических исследований по оценке фильтрационных характеристик ПЗП. ОПЗ проводят только в технически исправных скважинах при условии герметичности эксплуатационной колонны и цементного кольца, подтвержденной исследованиями. Технологию и периодичность проведения работ по воздействию на ПЗП обосновывают геологические и технологические службы нефтегазодобывающего предприятия в соответствии с проектом разработки месторождения, действующими инструкциями (РД) по отдельным видам ОПЗ с учетом технико-экономической оценки их эффективности. 76

77 Однократное и многократное воздействие на ПЗП производят в следующих случаях: в однородных пластах, не разделенных перемычками, толщиной до 10 м; при коэффициенте охвата отбором (нагнетанием) свыше 0,5 производят однократное воздействие; в случаях, когда отбором (нагнетанием) охвачены не все пропластки и коэффициент охвата менее 0,5, осуществляют многократное (поинтервальное) воздействие с использованием временно блокирующих (изолирующих) материалов или оборудования. Проведение подготовительных работ для всех видов ОПЗ обязательно и включает в своем составе: обеспечение необходимым оборудованием и инструментом, а также подготовку ствола скважины, забоя и фильтра к обработке. В скважинах, по которым подземное оборудование не обеспечивает проведения работ по ОПЗ, например, оборудованных глубинным насосом, производят подъем подземного оборудования и спуск колонны НКТ, а также другого необходимого оборудования. После проведения ОПЗ исследуют скважины методами установившихся и неустановившихся отборов на режимах (при депрессиях), соответствующих режимам исследования скважин перед ОПЗ. Для очистки фильтра скважины и призабойной зоны пласта от различных загрязнений в зависимости от причин и геолого-технических условий проводят следующие технологические операции: кислотные ванны; промывку пеной или раствором ПАВ; гидроимпульсное воздействие (метод переменных давлений); циклическое воздействие путем создания управляемых депрессий на пласт с использованием струйных насосов; 77

78 многоцикловую очистку с применением пенных систем; воздействие на ПЗП с использованием гидроимпульсного насоса; ОПЗ с применением самогенерирующихся пенных систем (СГПС); воздействие на ПЗП с использованием растворителей (бутилбензольная фракция, стабильный керосин и др.) Кислотная обработка Различают следующие виды кислотных обработок: 1) кислотные ванны; 2) простые кислотные обработки; 3) кислотные обработки под давлением; 4) обработки нефтекислотной эмульсией; 5) пенокислотные обработки; 6) поинтервальные кислотные обработки; 7) термокислотные обработки. Кислотные ванны проводят преимущественно в скважинах с открытым забоем для очистки поверхности продуктивного пласта от остатков цементной и глинистой корок, продуктов коррозии, кальцитовых выделений из пластовых вод и др. Время выдержки может достигать ч. Простые кислотные обработки осуществляют задавкой раствора HCl в ПЗП. Исходная концентрация раствора 12 %. При наличии отложений в НКТ и на забое парафина и смол их удаляют промывкой керосином, пропан-бутановыми фракциями и другими нетоварными продуктами нефтехимии. Объем кислотного раствора зависит от порядкового номера обработки и толщины продуктивного пласта. После КР закачивают продавочную жидкость в объеме НКТ. В качестве продавочной жидкости для нефтяных скважин используют нефть, а для нагнетательных воду с ПАВ (ОП-10). 78

79 Продолжительность реакции зависит от ряда факторов и изменяется от 1 до 8 и более часов. Чем выше температура, тем меньше время реакции. Кислотная обработка под давлением проводится с целью увеличения глубины проникновения кислоты в пласт и охвата малопроницаемых пропластков. Работы выполняют чаще всего с пакером. Обработка нефтекислотной эмульсией проводится для увеличения глубины проникновения активной кислоты в пласт. Пенокислотные обработки проводятся в скважинах с аномально низким пластовым давлением. Поинтервальные кислотные обработки проводятся в скважинах с неоднородным строением продуктивных пластов. Используют специальные сдвоенные пакеры. Термокислотные обработки это обработка нагретым раствором соляной кислоты. Нагрев происходит в результате экзотермической реакции соляной кислоты с магнием или его сплавами, расположенными в специальном наконечнике. Реакция выглядит следующим образом: Mg + 2HCl + H 2 O = MgCl 2 + H 2 O + H ,38 кдж. Для растворения 1 кг магния необходимо 18,61 л 15%-ного раствора соляной кислоты. Для обработки карбонатных коллекторов, состоящих в основном из кальцита, доломита и других солей угольной кислоты, а также терригенных коллекторов с повышенным содержанием карбонатов (свыше 10 %) используют соляную кислоту. Допускается применение сульфаминовой и уксусной кислот. Карбонатные коллекторы, не содержащие в своем составе осадкообразующих включений (сульфатов, соединений железа и т.п.), обрабатывают 10 16%-ным водным раствором соляной кислоты. Коллекторы, содержащие осадкообразующие включения, обрабатывают уксусной (10 мас. %) или сульфаминовой (10 мас. %) кислотой. 79

80 При обработке карбонатных коллекторов, содержащих соединения железа, при использовании соляной кислоты дополнительно вводят уксусную (3 5 мас. %) или лимонную (2 3 мас. %) кислоту для предупреждения осадкообразования в растворе. В трещинных и трещинно-поровых коллекторах для глубокой (по простиранию) обработки используют замедленно взаимодействующие с карбонатами составы на основе соляной кислоты, дисперсные системы типа эмульсий и загущенных растворов: для приготовления кислотной пены и нефтекислотной эмульсии используют ПАВ (сульфонол, ОП-10 и др.) и стабилизатор (КМЦ и др.); для приготовления загущенной кислоты в раствор соляной кислоты (от 12 до 15 мас. %) вводят КМЦ или сульфитспиртовую барду (0,5 3,0 мас. %). Обработку карбонатных коллекторов в скважинах с температурой от +100 до +170 С производят с использованием гидрофобной кислотной эмульсии со специальным эмульгатором (диаминдиолеат, первичные амины, алкиламиды) от 0,5 % до 1%-ной концентрации. Объем кислотного раствора и время выдерживания его в пласте в зависимости от вида воздействия, рецептуры применяемого состава и геолого-технических условий (толщина, пористость, проницаемость, забойная температура, давление пласта) выбирают по табл. 3. Таблица 3 Объем кислоты для ОПЗ в зависимости от проницаемости пласта и количества обработок Количество обработок Объем кислоты, м 3 (из расчета 15%-ной концентрации) на 1 м вскрытой толщины пласта Тип коллектора Поровый Трещинный Малопроницаемый Высокопроницаемый Одна 0,4 0,6 0,6 1,0 0,6 0,8 Две и более 0,6 1,6 1,0 1,5 1,0 1,5 80

81 Примечание. 1. Продолжительность выдерживания кислотного раствора зависит от температуры пласта. При температурах до +30 С 2 ч, от +30 до +60 С от 1 до 1,5 ч. 2. При температурах свыше +60 С время выдерживания кислотного раствора в пласте не регламентировано и зависит от времени полной нейтрализации (потери активности) кислоты. Для обработки терригенных коллекторов с карбонатностью менее 10 %, а также в случае загрязненной ПЗП используют глинокислотные растворы, приготавливаемые из соляной (от 10 до 12 мас. %) и плавиковой (от 3 до 5 мас. %) кислот. Допустимо использование взамен плавиковой кислоты кристаллического бифторидфторида аммония. Объем раствора при глинокислотной обработке выбирают из условия предупреждения разрушения пластовых пород. При первичной обработке используют от 0,3 до 0,4 м 3 раствора на 1 м вскрытой перфорацией толщины пласта. Для обработки коллекторов, представленных ангидритами, используют солянокислотные растворы с добавками от 6 до 10 мас. % азотнокислого натрия. Во всех случаях при проведении кислотных обработок в состав раствора вводят ингибитор коррозии. Термохимические и термокислотные обработки производят в коллекторах в интервале температур от +15 до +40 С. Для приготовления рабочего раствора в расчетное количество воды вначале вводят ингибитор и стабилизатор, затем техническую HCl. После перемешивания добавляют хлористый барий, а затем интенсификатор. Работы ведут в резиновых перчатках, очках и специальной одежде. Особую осторжность необходимо проявлять при работе с HF, пары которой ядовиты. Термокислотную обработку производят в виде комбинированного воздействия на ПЗП, состоящего из термохимической и обычной кислотной обработок под давлением. Количество товарной кислоты V т (м 3 ), необходимое для получения 1 м 3 рабочего раствора заданной концентрации, рассчитывается по формуле 81

82 V т = (ρ з 1)/(ρ т 1), где ρ з заданная плотность готового раствора, кг/ м 3 ; ρ т плотность товарной кислоты (определяют по паспорту на кислоту). Если концентрация рабочего раствора HCl получилась выше или ниже заданной, то добавляют расчетное количество воды или концентрированной кислоты. Количество добавляемой кислоты определяют по формуле V к = V р (ρ з ρ ф )/(ρ т ρ з ); Количество добавляемой воды вычисляют по формуле V в = V р (ρ ф ρ з )/(ρ з 1). Для кислотных обработок используют специальный насосный агрегат типа СИН и др. Кислоты транспортируют в гуммированных автоцистернах различных типов. Схема расстановки техники при кислотной обработке приведена на рис. 6. Рис. 6. Схема расстановки техники при кислотной обработке 82

83 При расстановке техники на устье скважины необходимо учитывать направление ветра; между оборудованием должны оставаться свободные проходы шириной не менее 1 м. Перед началом работ собирают нагнетательные линии и опрессовывают на 1,5-кратное давление от ожидаемого при закачке солянокислотного раствора в пласт. При обнаружении течи в нагнетательном трубопроводе сбрасывают давление и устраняют негерметичность. В процессе закачки кислотного раствора рабочий персонал должен быть удален из зоны прокладки нагнетательных линий на безопасное расстояние Гидропескоструйная перфорация Гидропескоструйную перфорацию (ГПП) применяют при вскрытии плотных, как однородных, так и неоднородных по проницаемости коллекторов перед ГРП для образования трещин в заданном интервале пласта, а также для обрезания труб в скважине при проведении ремонтных работ. Не допускается проведение ГПП в условиях поглощения жидкости пластом. Различают два варианта ГПП точечную и щелевую. При точечной ГПП канал образуют при неподвижном перфораторе; щелевую при движении перфоратора в вертикальном направлении. Профиль и плотность ГПП определяют в зависимости от геолого-эксплуатационной характеристики коллектора. Рис. 7. Гидропескоструйный перфоратор: 1 корпус перфоратора; При осуществлении ГПП используют: перфораторы 2 направляющие сопла; 3 шаровой клапан; 4 хвостовик (рис. 7), НКТ, насосные агрега- 83

84 ты, пескосмесители, емкости для жидкости, сальниковую головку или превентор, а также жидкость-носитель и кварцевый песок (рис. 8). Рис. 8. Схема размещения оборудования при проведении гидропескоструйной перфорации по замкнутому циклу: 1 перфоратор; 2 реперный патрубок; 3 эксплуатационная колонна; 4 колонна насоснокомпрессорных труб; 5 превентор; 6 арматура устья; 7 блок фильтра; 8 насосные агрегаты; 9 блок манифольда; 10 пескосмесительная машина; 11 насосные агрегаты низкого давления; 12 выкидная линия; 13 емкость для жидкости; 14 сито улавливания шлама В качестве жидкости-носителя используют дегазированную нефть, 5 6%-ный раствор соляной кислоты, воду (соленую или пресную) с добавками ПАВ, промывочный раствор, не загрязняющий коллектор. При работах в интервале непродуктивного пласта используют пресную воду или промывочную жидкость. Концентрация песка в жидкости-носителе должна составлять от 50 до 100 г/л. Продолжительность процесса при точечном вскрытии составляет 15 мин, при щелевом не более 2 3 мин на каждый сантиметр длины цели. Перепад давления жидкости на насадке (без учета потерь на трение в НКТ) составляет: при диаметре насадки 6 мм от 10 до 12 МПа; при диаметре насадки 4,5 мм от 18 до 20 МПа. 84

85 Процесс ГПП осуществляют при движении НКТ снизу вверх. При непредвиденных продолжительных остановках немедленно промывают скважину при обратной циркуляции. После ГПП при обратной промывке вымывают шаровой клапан, промывают скважину до забоя до полного удаления песка из скважины, поднимают перфоратор и оборудуют скважину для освоения и эксплуатации. Освоение фонтанных скважин допускается без подъема перфоратора Виброобработка Виброобработку производят в скважинах с загрязненной ПЗП, в коллекторах, сложенных низкопроницаемыми породами, содержащими глинистые минералы, в литологически неоднородных коллекторах с воздействием на низкопроницаемые пропластки, перед химической обработкой, перед ГРП или другими методами воздействия на ПЗП. Запрещается проведение виброобработки в скважинах, расположенных вблизи водонефтяного контакта, при интенсивных поглощениях жидкости пластом, при низких пластовых давлениях. Для проведения технологического процесса в обрабатываемый интервал на НКТ опускают гидравлический золотниковый вибратор типа Г, ВЗ. При давлениях закачивания свыше 40 МПа применяют пакеры. Величину гидравлического импульса определяют в зависимости от расхода рабочей жидкости и времени перекрытия ее потока. В качестве рабочей жидкости используют нефть, солянокислотный раствор, предельный керосин и их смеси. Количество кислоты и керосина определяется из расчета 2 3 м 3 на 1 м вскрытой толщины пласта Термообработка Термообработку ПЗП проводят в коллекторах с тяжелыми парафинистыми нефтями при пластовых температурах, близких к температуре кристаллизации парафина или ниже ее. 85

86 Рис. 9. Скважинный электронагреватель При термообработке перенос тепла в коллектор осуществляют при теплопередаче по скелету породы и насыщающей жидкости от источника тепла, расположенного в скважине (метод кондуктивного прогрева), при принудительном теплопереносе по коллектору за счет нагнетания в пласт теплоносителя (паротепловая обработка). Метод индуктивного прогрева осуществляют с использованием глубинных электронагревателей (рис. 9). Температура нагрева должна быть ниже точки коксования нефти. При периодической тепловой обработке, после извлечения из скважины эксплуатационного оборудования, опускают на кабеле-тросе в интервал продуктивного пласта глубинный электронагреватель и осуществляют прогрев в течение 3 7 сут. Пуск скважины в эксплуатацию после тепловой обработки производят через 7 ч. Конструкция скважинного электронагревателя приведена на рис. 8. Электронагреватель подвешивают в скважину на кабель-тросе 1, который, пройдя через ловильную головку 2, присоединяется к сальникому фланцу 3 и клеммной головке 4. В клеммной головке кабель соединяется с трубчатыми нагревательными элементами 5. К ловильной головке 2 присоединен кожух 6, в нижней части которого имеется муфта 7 для крепления приборов. При стационарной электротепловой обработке совместно с подземным оборудованием в интервале фильтра устанавливают стационарный электронагреватель, с помощью которого осуществляют прогрев постоянно или по заданному режиму. При паротепловой обработке прогрев ПЗП осуществляют насыщенным паром с помощью стационарных котлов или 86

87 ППГУ-4/120. Паротепловые обработки проводят в скважинах глубиной не более 1000 м в коллекторах, содержащих нефть с вязкостью в пластовых условиях свыше 50 МПа с. Перед проведением процесса скважину останавливают, извлекают эксплуатационное оборудование и проверяют герметичность эксплуатационной колонны. Нагнетание пара осуществляют с таким расчетом, чтобы паровая зона образовалась в радиусе от 10 до 20 м. Затем скважину герметизируют и выдерживают в течение 2 3 сут Воздействие давлением пороховых газов Воздействие на ПЗП пороховыми газами осуществляется путем разрыва пласта без закрепления трещин в плотных низкопроницаемых коллекторах (песчаниках, известняках, доломитах с проницаемостью от 0,10 до 0,05 мкм 2 и менее). Не допускается проведение разрыва пласта указанным методом в коллекторах, сложенных алевролитами, сильно заглинизированными песчаниками с прослоями глин, мергелей, алевролитов с солитовыми известняками, а также песками и слабосцементированными песчаниками. Технологический процесс осуществляют с использованием пороховых генераторов корпусного типа АСГ или герметичных бескорпусного типа ПДГ БК и негерметичных типа АДС. Аппараты АСГ 105-К применяют в обсаженных скважинах с минимальным проходным диаметром 122 мм при температуре до 80 С и гидростатическим давлением от 1,5 до 35 МПа. Аппараты типа ПГД БК применяют в обсадных колоннах с проходным диаметром от 118 до 130 мм при температуре до 200 С и гидростатическим давлением до 100 МПа, а типа АДС до 100 о С и 35 МПа соответственно. Величина минимального гидростатического давления для ПГД БК составляет 10 МПа, для АДС 3 МПа. Спуск и подъем генераторов типа ПГД БК производят на бронированном каротажном кабеле со скоростью не более 1 м/с в жидкости и 0,5 м/с в газожидкостной среде. 87

88 При проведении технологического процесса устье скважины оборудуют перфорационной задвижкой или фонтанной арматурой, а в отдельных случаях лубрикатором. Перед началом работ скважину шаблонируют, замеряют гидростатическое давление и забойную температуру, производят замер длины кабеля и привязку положения заряда в скважине по каротажу. Устанавливают генератор давления против интервала, подлежащего воздействию, или в непосредственной близости к нему. Если интервал обработки вскрывают торпедированием, генератор давления устанавливают над зоной перфорации на расстоянии 1 м. После спуска генератора на заданную глубину каротажный кабель закрепляют на устье скважины. Сгорание порохового заряда фиксируют по рывку кабеля, выбросу жидкости или по звуковому эффекту. При толщине пласта свыше 20 м производят многократное сжигание пороховых зарядов. При воздействии на коллектор, состоящий из нескольких пропластков, производят поинтервальное и последовательное снизу вверх воздействие на отдельные пропластки после их предварительного вскрытия. Для регистрации максимального давления, создаваемого в скважине, используют кремерный прибор, который прикрепляют на кабеле около кабельной головки Гидравлический разрыв пласта Гидравлический разрыв пласта (ГРП) это метод образования в продуктивном пласте новых или расширения существующих трещин под действием высокого давления нагнетаемой в скважину жидкости или пены с последующим заполнением трещин зернистым материалом высокой прочности. ГРП применяют для воздействия на плотные низкопроницаемые 88

89 коллекторы, кроме пластичных сланцев и глин. В результате ГРП увеличивается фильтрационная поверхность вокруг скважины, включаются в работу новые зоны пласта. Образование новых или раскрытие существующих трещин происходит когда давление, созданное нагнетаемой жидкостью, становится больше местного горного давления. Образование новых трещин сопровождается резким снижением (на 3 7 МПа) давления на устье, закачиваемой жидкости. Раскрытие старых трещин происходит при постоянном давлении или незначительном его увеличении. Критерием закрепления трещин после ГРП является увеличение коэффициента приемистости скважины в 3 4 раза. Трещины при ГРП в неглубоких (до м) скважинах имеют горизонтальную ориентацию, а в глубоких вертикальную или близкую к вертикальной ориентацию. Различают глубокопроникающий гидроразрыв пласта (ГГРП), с созданием трещин протяженностью более 50 м, проводят в коллекторах с проницаемостью менее мкм 2. Для повышения эффективности ГРП предварительно желательно провести щелевую гидропескоструйную перфорацию (ГПП). Для обеспечения эффективности ГРП необходимо определить оптимальную длину трещины в зависимости от проницаемости пласта с учетом радиуса зоны дренирования скважины и расстояния до нагнетательной скважины. Теоретические значения полудлины трещины L (расстояние от оси ствола скважины до вершины трещины) в зависимости от проницаемости пласта k следующие: Проницаемость, k ,0 10,0 1,0 0,5 0,1 0,05 мкм Длина трещины, L, м

90 Оптимальная величина L не должна выходить за пределы зоны дренирования скважины. В коллекторах толщиной более 30 м ГРП проводят поинтервально, а в скважинах, совместно эксплуатирующих многопластовые залежи, применяют селективный ГРП. Материалы для ГРП Материалы, используемые для ГРП, включают технологические жидкости и закрепляющие сыпучие материалы. Технологические жидкости по выполняемой функции делятся на жидкости разрыва, жидкости песконосители и продавочные жидкости. Они могут быть на водной или углеводородной основе. В зимнее время технологические жидкости должны подогреваться. Технологические жидкости для ГРП должны удовлетворять следующим требованиям: 1. При минимальных затратах жидкости должны обеспечивать формирование трещин большой протяженности. 2. Вязкость должна обеспечивать высокую несущую способность песка (проппанта), достаточную для транспортирования и равномерного размещения его в трещине заданной раскрытости. 3. Обладать низким гидравлическим сопротивлением и достаточной сдвиговой устойчивостью для обеспечения максимально возможной в конкретных геологических условиях скорости нагнетания жидкости. 4. Не снижать проницаемость обрабатываемой зоны пласта. 5. Обладать высокой стабильностью при закачке. 6. Легко удаляться из пласта после проведения процесса. 7. Обладать регулируемой способностью деструктурироваться в пластовых условиях, не образуя при этом нерастворимого твердого осадка, снижающего проводимость пласта и не создающего должного распределения расклинивающего материала в трещине гидроразрыва. Выбор типа жидкости гидроразрыва осуществляется в соответствии с пластовыми условиями (литологии, температуры, 90

91 давления и т.п.). При этом учитывается совместимость выбранной жидкости с матрицей пласта и пластовыми флюидами. При наличии в пласте водочуствительных глин необходимо использовать жидкость на углеводородной основе. Такие жидкости обладают низким коэффициентом инфильтрации и способны создавать более протяженные трещины. Системы на водной основе можно готовить и хранить в любых емкостях, а на углеводородной основе в закрытых емкостях (в целях безопасности и исключения попадания атмосферных осадков). В качестве закрепляющих материалов на глубинах до 2400 м используют фракцинированный кварцевый песок по ТУ (фракции 0,6 1,0 мм), при глубинах более 2400 м исскуственные среднепрочностные по ТУ и высокопрочностные по ТУ расклинивающие материалы (проппанты). Основными технологическими параметрами контроля за процессом ГРП являются темп и объемы закачки, устьевое давление, концентрация песка (проппанта) в суспензии. В общем виде технология применения жидкости для проведения ГГРП не отличается от технологии, используемой при обычном ГРП. При проведении работ используемое оборудование включает насосные агрегаты (ЦА-400, АН-700, СИН и др.), пескосмесительные агрегаты (4ПА, УСП-50 и др.), блок манифольда (1БМ- 700,1БМ-700С и др.), арматуру устья (АУ-700 и др.) и емкости. Схема расположения оборудования при проведении ГРП приведена на рис. 10. После проведения подготовительных операций, включающих спуск и посадку пакера, установку арматуры, на скважину доставляют технологические жидкости, расклинивающий материал, производят расстановку наземного оборудования, проверку и опрессовку всех трубопроводов и пакера. Перед началом процесса выполняется контроль технологических свойств жидкостей. 91

92 Рис. 10. Схема размещения оборудования при проведении гидроразрыва пласта: 1 хвостовик; 2 пакер; 3 якорь; 4 труба насоснокомпрессорная; 5 реперный патрубок; 6 колонна НКТ; 7 обсадная колонна; 8 превентор; 9 арматура устья; 10 нагнетательная линия высокого давления; 11 фильтр; 12 блок манифольда; 13 насосные агрегаты высокого давления; 14 пескосмесительная машина; 15 дренажная линия; 16 насосные агрегаты низкого давления; 17 емкость для технологических жидкостей Системы на водной основе можно готовить в емкостях любого типа. Емкости для приготовления углеводородных систем обязательно должны быть закрытыми в целях безопасности и для исключения попадания внутрь атмосферных осадков. В зимнее время емкости необходимо оборудовать системой обогрева. После обвязки устья скважины нагнетательные трубопроводы опрессовываются на ожидаемое давление при ГРП с коэффициентом запаса прочности: Рабочее давление, МПа < >65 Коэффициент запаса прочности 1,5 1,4 1,3 1,25 Продолжительность выдержки под давлением не менее 3 мин. При проведении гидрокислотных разрывов необходимо применение ингибиторов коррозии. Процесс проведения ГРП должен быть беспрерывным. 92

93 Дополнительная, или повторная, перфорация Дополнительная, или повторная, перфорация производится в случае отсутствия притока флюида из скважины либо при проведении операций по повышению нефтеотдачи пластов. Перфорация эксплуатационной колонны. Самый распространенный фильтр скважин изготавливается перфорацией эксплуатационной колонны. Существует пулевая, торпедная, кумулятивная и гидропескоструйная перфорация. Пулевая перфорация, селективная или залповая. Пули изготавливаются из легированной стали, покрытые медью или свинцом. Перфоратор ПВН-90 (рис. 11, а) за один спуск выполняет до 8 отверстий в интервале 2 м. Диаметр отверстий до 20 мм, глубиной до 350 мм. Используется в скважинах с температурой t до 100 C и давлении до 50 МПа. В торпедной перфорации (рис. 11, б), в отличие от пулевой, используется снаряд замедленного действия, который разрывается в глубине пласта, образуя трещины и каверны. За один спуск при торпедной перфорации выполняется до 4 отверстий в интервале 1 м. При кумулятивной перфорации используется энергия направленного взрыва пороховых зарядов, каждый из которых весит до 50 грамм. Медная облицовка зарядов плавится и формируется в струю, движущуюся со скоростью до м/с и давлением до МПа. Перфоратор ПКС 105Т (рис. 11, в) за один спуск в интервале 30 м выполняет до 180 отверстий. Для вскрытия и одновременной интенсификации продуктивных пластов в нефтегазовых скважинах разработан комплексный аппарат ПГК-102, спускаемый в скважину на геофизическом кабеле. Конструкция ПГК-102 представляет собой корпусный перфоратор (типа ПКО73, ПКО89) с установленными на корпусе трубчатыми пороховыми зарядами, зажигаемыми кумулятивными струями. Аппарат ПГК-102 применяется для восстановления проницаемости сильно закольматированных участков про- 93

94 дуктивного пласта (на глубину до 3 5 м) и по эффективности действия способен заменить самые совершенные системы кумулятивных перфораторов с высокой проникающей способностью. Рис. 11. Аппараты, используемые для перфорации: а пулевой перфоратор с вертикально-криволинейными стволами; б аппарат для торпедной перфорации; в ленточный кумулятивный перфоратор ПКС105. Состоит: из головки перфоратора, стальной ленты, детонирующего шнура, кумулятивных зарядов, взрывного патрона, груза Выравнивание профиля приемистости нагнетательных скважин Работы по выравниванию профиля приемистости (расхода вытесняющего агента) в нагнетательных скважинах направлены на регулирование процесса разработки нефтяных залежей с целью увеличения охвата пласта заводнением по толщине, перерас- 94

95 пределения объемов закачки между пластами и пропластками при одновременном воздействии на них вытесняющим агентом. Перед осуществлением процесса проводят комплекс гидродинамических и геофизических исследований, в том числе с применением индикаторов. Для ограничения или отключения воздействия вытесняющего агента на отдельные интервалы (зоны) по толщине пласта или пропластки проводят обработку с применением временно изолирующих материалов (суспензии или эмульсии, осадкообразующие растворы, гелеобразующие или твердеющие материалы на органической или неорганической основе, в том числе водные растворы КМЦ, ПАА и т.п.). Во всех случаях должна быть предусмотрена возможность восстановления первичной (до обработки) приемистости разрабатываемого интервала пласта. В случае необходимости осуществляют работы по восстановлению и повышению приемистости слабопроницаемых интервалов пласта (пропластков). 95

96 3. ОБОРУДОВАНИЕ И МАТЕРИАЛЫ ДЛЯ РЕКОНСТРУКЦИИ И ВОССТАНОВЛЕНИЯ СКВАЖИН 3.1. Подъемники и агрегаты для реконструкции и восстановления скважин При ремонте глубоких скважин применяют эксплуатационные вышки и мачты, стационарные или передвижные, предназначенные для подвески талевой системы, поддержания на весу колонны труб или штанг при ремонтных работах, проводимых на скважине. Стационарные вышки и мачты используются крайне нерационально, так как ремонтные работы на каждой скважине проводятся всего лишь несколько дней в году, остальное время эти сооружения находятся в бездействии. Поэтому целесообразно использовать при реконструкции и восстановлении мобильные подъемники, несущие собственные мачты. Транспортной базой их служат тракторы и автомобили. Подъемник механическая лебедка, монтируемая на тракторе, автомашине или отдельной раме. В первом случае привод лебедки осуществляется от тягового двигателя трактора, автомашин, в остальных от отдельного двигателя внутреннего сгорания или электродвигателя. Агрегат, в отличие от подъемника, оснащен вышкой и механизмом для ее подъема и опускания. Подъемная лебедка ЛПТ-8 (рис. 12) Монтажной базой этого подъемника является гусеничный трактор Т130МЗ, обеспечивающий ремонт скважин глубиной до 2500 м. Основными узлами подъемной лебедки являются: трансмиссия, электропневматическая лебедка, пневматическая система управления, приводы ротора, упорные домкраты и безопасная катушка. Лебедка однобарабанная. Все узлы и механизмы лебедочного блока: барабанный вал в сборе, трансмиссионный вал, 96

97 тормозная система, храповое устройство, ограничитель подъема талевого блока, кожухи и ограждения собраны в цельносварной станине коробчатого типа. Включение барабана осуществляется посредством фрикционной муфты, собранной внутри тормозной шайбы, прикрепленной к ребордам барабана. Рис. 12. Подъемная лебедка ЛПТ-8: 1 рама; 2 топливный бак; 3 воздушные баллоны; 4 компрессор; 5 пульт управления; 6 лебедка; 7 карданный вал; 8 консольная рама; 9 коробка передач; 10 безопасная катушка; 11 механизм привода ротора; 12 съемная приставная лестница; 13 откидной винтовой упор На правом конце барабанного вала по ходу установлена безопасная шпилевая катушка, на левом цепное колесо привода ротора. Для длительного удержания колонны труб или штанг на весу в лебедке предусмотрено храповое устройство. 97

98 Пневмосистема подъемника предназначена для управления фрикционной муфтой привода тормозной системы лебедочного блока при ножном управлении или срабатывании ограничителя подъема талевого блока. Пневмосистемы питаются от двухцилиндрового одноступенчатого компрессора, привод которого осуществляется от двигателя трактора посредством карданного вала и ременной передачи. Универсальный винтовой ограничитель подъема талевого блока приводится от барабана цепной передачей. Привод навесного оборудования подъемника осуществляется от тягового двигателя трактора через коробку отбора мощности КОМ-ЧТЗ, карданный вал и коробку передач КП-100. Установки самоходные, смонтированные на гусеничных тракторах. Состоят из следующих основных узлов: однобарабанной лебедки, установленной на специальном основании под оборудование, вышки с талевой системой, задней и передней опор вышки, кабины водителя. Установки укомплектованы механизмами для свинчивания-развинчивания труб; оснащены устройством противозатаскивания крюкоблока и взрывобезопасной системой освещения рабочей площадки на устье скважины и пути движения крюкоблока. В отличие от УПТ-32, установки УПТ 1-50-и УПТ-50В снабжены узлом привода ротора, а также укомплектованы гидрораскрепителем. Привод лебедки и других механизмов УПТ-32 от двигателя трактора; подъем вышки и механизма для свинчиванияразвинчивания труб гидравлический; включение фрикционных муфт пневматическое. Привод исполнительных узлов и механизмов УПТ1-50 (рис. 13) и УПТ1-50Б от двигателя трактора; лебедки и ротора через трансмиссию; подъем вышки, привод гидрораскрепителя и механизм для свинчивания-развинчивания труб гидравлические; включение фрикционных муфт пневматическое. 98

99 Рис. 13. Подъемная установка УПТ1-50: 1 коробка передач; 2 однобарабанная лебедка; 3 компрессор воздуха; 4 передняя опора вышки; 5 фара; 6 вышка с талевой системой; 7 управление; 8 кабина машиниста; 9 гидродомкрат; 10 задняя опора вышки Подъемные установки типа АзИНмаш-37 (рис. 14) предназначены для спуско-подъемных операций с укладкой труб и штанг на мостки при текущем и капитальном ремонте нефтяных и газовых скважин, не оборудованных вышечными сооружениями. Рис. 14. Подъемная установка АзИНмаш-37: 1 талевая система; 2 вышка; 3 силовая передача; 4 передняя опора; 5 кабина оператора; 6 лебедка; 7 гидроцилиндр подъема вышки; 8 задняя опора 99

100 Подъемные установки этого типа подразделяются на АзИНмаш-37А, АзИНмаш-37А1, АзИНмаш-37Б, смонтированные на базе автомобилей повышенной проходимости КрАЗ- 255Б и КрАЗ-260. Подъемные установки АзИНмаш-37А и АзИНмаш1-37А1 комплектуются автоматами АПР для свинчивания и развинчивания насосно-компрессорных труб и автоматическим ключом типа КШЭ с электроприводом для свинчивания насосных штанг. Подъемные установки оснащены ограничителем подъема крюкоблока, системой звуковой и световой сигнализации установки вышки, контрольно-измерительными приборами работы двигателя и пневмосистемы, а также другими системами блокировки, обеспечивающими безопасность ведения работ при монтаже установки вблизи скважины и спуско-подъемных операциях. Управление всеми механизмами установки при спускоподъемных операциях осуществляется из трехместной отапливаемой кабины оператора, расположенной между лебедкой и кабиной автомобиля. Управление установкой вышки в рабочее и транспортное положения осуществляется дистанционно с ручного выносного пульта. Подъемная установка АзИНмаш-37Б в отличие от АзИНмаш-37А и АзИНмаш-37А1 оснащена спайдером СГ-32 и манипулятором МТ-З с гидравлическим дистанционным управлением для свинчивания и развинчивания НКТ. Установки АзИНмаш-37А1 и АзИНмаш-37Б смонтированы на шасси автомобиля КрАЗ-260 с относительно повышенной грузоподъемностью и мощностью двигателя и обладают высокими скоростями подъема крюка. Лебедка с приводом от двигателя автомобиля оснащена однодисковой фрикционной муфтой. Агрегаты подъемные АПРС-32 (рис. 15) (АПРС-32-01, АПРС-32-02) предназначены: для производства спускоподъемных операций при ремонте скважин, не оборудованных 100

101 вышечными сооружениями; свинчивания и развинчивания насосно-компрессорных труб и глубинно-насосных штанг; производства тартальных работ; чистки песчаных пробок желонкой; возбуждения скважин поршневанием (свабированием). Рис. 15. Агрегат подъемный АПРС-32 Работоспособность агрегата обеспечивается в районах с умеренным и холодным климатом при температуре окружающего воздуха от 45 С до +40 С. Агрегат подъемный для ремонта скважин АПРС-40 (рис. 16) предназначен для производства спуско-подъемных операций при ремонте скважин, не оборудованных вышечными сооружениями, для производства тартальных работ, чистки песчаных пробок желонкой и возбуждения скважин поршневанием (свабированием). Рис. 16. Агрегат подъемный для ремонта скважин АПРС

102 Кроме того, с его помощью промывочным агрегатом и ротором с индивидуальным приводом можно проводить промывку скважин и разбурибание песчаных пробок. Агрегат является самоходной нефтепромысловой машиной, смонтированной на шасси трехосного автомобиля высокой проходимости УРАЛ-4320 или КрАЗ-260 и состоит из однобарабанной лебедки и двухсекционной телескопической вышки с талевой системой. Вышка агрегата имеет повышенную прочность, изготовляется из низколегированной морозостойкой стали. Кабина машиниста имеет улучшенную теплоизоляцию. Агрегат для освоения и ремонта скважин А-50М (рис. 17) предназначен: для разбуривания цементной пробки в трубах диаметром 5 6 дюймов и связанных с этим процессом операций (спуска и подъема бурильных труб, промывки скважин и т.д.); спуска и подъема насосно-компрессорных труб; установки эксплуатационного оборудования на устье скважин; проведения ремонтных работ и работ по ликвидации аварии; проведения буровых работ. Высокомеханизированный комплекс КВМ-60 (рис. 18) предназначен для капитального ремонта и освоения скважин глубиной до 3000 м, расположенных в кусте или отдельно. Комплекс позволяет также вести буровые работы на глубину до 2000 м. Мобильная установка УПД-5М используется: для разрушения гидратных и парафиновых пробок; закачки в скважину технологических жидкостей; цементирования скважин в призабойной зоне; геофизических исследований. Работы проводятся при герметизированном устье скважины (поставляется специальный превентор), что обеспечивает защиту окружающей среды. 102

103 Рис. 17. Агрегат А-50М: 1 передняя опора; 2 средняя опора; 3 электролебедка; 4 компрессорная установка; 5 гидросистема; 6 лебедка; 7 домкрат; 8 индикатор веса; 9 талевый канат; 10 талевый блок; 11 подвеска ключей; 12 подвеска бурового рукава; 13 вертлюг; 14 мачта; 15 домкратная штанга; 16 пневмоуправление; 17 гидроротор; 18 домкрат; 19 зубчатая муфта; 20 редуктор; 21 карданный вал; 22 рама; 23 коробка отбора мощности; 24 силовые оттяжки; 25 манифольд; 26 промывочный насос; 27, 28 карданные валы; 29 силовая передача; 30 цепная передача; 31 гидрораскрепитель; 32 кожух; 33 промежуточный вал; 34 электрооборудование; 35 площадка оператора; 36 узел управления и освещения шасси УПД-5М представляет собой самоходную нефтепромысловую машину совместно с монтажной базой, включающей в себя барабан с укладчиком для намотки длинномерных труб, механизм подачи трубы в скважину, закрепленную на шасси автомобиля КрАЗ-65101/100 или какой-либо другой тип шасси, по желанию заказчика. 103

104 Рис. 18. Высокомеханизированный комплекс КВМ-60 для ремонта скважин Привод всех механизмов установки осуществляется гидромоторами, для проведения вспомогательных работ имеется гидроманипулятор грузоподъемностью 300 кг. Механизм подачи с помощью специального устройства механизма подъема и перемещения приподнимается над монтажной базой из транспортного положения и выдвигается над устьем скважины в рабочее положение. Конструкция установки позволяет переходить с одного диаметра трубы на другой без проведения дополнительных работ. Агрегат для ремонта скважин А2-32 (рис. 19) смонтирован на базе шасси УРАЛ , а агрегат А4-32 на базе шасси КрАЗ-260Г. Рис. 19. Агрегат для ремонта скважин А

105 Предназначены для производства спуско-подъемных операций при ремонте и эксплуатации скважин, не оборудованных вышечными сооружениями, производства тартальных работ, чистки песчаных пробок желонкой и возбуждения скважин поршневанием. Агрегат состоит из однобарабанной лебедки и двухсекционной телескопической вышки с талевой системой. За отдельную плату агрегат комплектуется механизмами для свинчивания и развинчивания насосно-компрессорных труб и насосных штанг. Кабина управления снабжена независимым отопителем. Подъем и опускание опор задней стойки производится гидроцилиндрами с выносного пульта управления. Агрегат ремонтно-технологический АРТ-800 предназначен для ликвидации отложений и пробок в нефтяных и газоконденсатных скважинах при герметизированном устье с использованием непрерывной стальной трубы диаметром 26,8 и 33,5 мм при избыточном давлении на устье до 21 МПа. Кроме того, применяются агрегаты для текущего ремонта нефтяных и газовых скважин АР 32/40 максимальной грузоподъемностью 40 т (рис. 20) на спецшасси Уральского автозавода, агрегатов для бурения и ремонта скважин БР-125 грузоподъемностью 125 т, а также других агрегатов для ремонта скважин. Рис. 20. Агрегат ремонтно-технологический АР32/40М Одним из наиболее технологичных способов, обеспечивающим вскрытие продуктивных пластов является колтюбинг. Колтюбинговый способ (coiled tubing) основан на использовании 105

106 безмуфтовых длинномерных гибких стальных труб. Но большое количество недостатков высокая стоимость, высокая металлоемкость, сверхдопустимые габариты, высокая стоимость запасных частей и гибкой трубы - приводят к тому, что использование стандартного колтюбинга для проведения «малобюджетных» ремонтов становится экономически неоправданным. Колтюбинговая установка УРАН (рис. 21) (г. Воронеж), колтюбинговая установка МУРС (рис. 22) (г. Москва). Установки подземного и капитального ремонта скважин с использованием гибкой непрерывной трубы предназначены для спуска и подъема длинномерных безмуфтовых стальных труб промывочного, забойного и другого оборудования, при проведении подземного и капитального ремонта нефтяных и газовых скважин без их предварительного глушения, связанных с возможностью подачи технологической жидкости под давлением в скважину в процессе спуска и подъема БТ и других работ. Использование установки сокращает время и стоимость ремонтных работ, в несколько раз повышает производительность труда, по сравнению с применением традиционных способов ремонта скважин. Рис. 21. Колтюбинговая установка УРАН Рис. 22. Колтюбинговая установка МУРС Универсальная мини-колтюбинговая установка на базе геофизического подъемника ПКС (ЗАО «ГИСприбор-М», г. Псков) (рис. 23) для геофизических исследований и ремонтных работ в скважинах с использованием специального геофизического подъемника с гибкой сталеполимерной трубой (ГСПТ). 106

107 Рис. 23. Универсальная мини-колтюбинговая установка на базе геофизического подъемника ПКС В основе технологи применение в мини-колтюбинговой установке со специальным геофизическим подъемником гибкой сталеполимерной трубы вместо стальной трубы, используемой в традиционном колтюбинге. Использование мини-колтюбинговой установки с гибкой сталеполимерной трубой позволяет избежать вышеперечисленных проблем благодаря некоторым особенностям трубы Талевая система агрегатов для ремонта и восстановления скважин Все системы подъемных агрегатов подобны друг другу и имеют единые схемы работы. Натяжение на подвижной ветви каната, наматываемого на барабан лебедки подъемного агрегата, при подземном ремонте скважин уменьшается при помощи талевой системы, состоящей: из системы неподвижных роликов кронблока; подвижных роликов талевого блока; крюка и талевого каната. 107

108 Кронблок (рис. 24) устанавливается на верхней площадке вышки или мачты, талевый блок подвешивается на талевом канате, один конец которого после оснастки прикреплен к барабану подъемной лебедки, а другой к раме вышки или талевому блоку. Крюк подвешивается к нижней серьге талевого блока. Кронблоки эксплуатационные являются неподвижной частью талевой системы. Рис. 24. Кронблок: 1 шкивы; 2 ось; 3 рама; 4 предохранительный кожух; 5 шкивы вспомогательной лебедки Кронблоки КБН предназначены для работы в районах с умеренным климатом, типа КБ в умеренном и холодном климате. Последние изготавливаются двух видов: исполнение I для передвижных подъемных установок и стационарных эксплуатационных мачт; исполнение II с подкронблочной рамой для стационарых эксплуатационных вышек. В зависимости от грузоподъемности кронблоки выпускаются с различным числом канатных шкивов, устанавливаемых на подшипниках качения. Конструктивно кронблоки всех грузоподъемностей не отличаются друг от друга. Шкивы у всех кронблоков расположены на одной неподвижной оси, покоящейся на опорах и закрепленной стопорными болтами. Канатные шкивы, посаженные на ось на двух роликоподшипниках, разделяются друг от друга стопорными кольцами. Во избежание перемещения шкивов вдоль оси кронблока последняя имеет с одной стороны бурт, а с другой навинченную на резьбу оси круглую гайку со стопорной шайбой. Смазка к роликоподшипникам поступает через продольное сверление внутри оси, которое связано радиальными сверлениями с полостью подшипников. Выходы продольного канала на кон- 108

109 цах оси закрываются шестигранными резьбовыми пробками. Шкивы снабжены крышками, предотвращающими вытекание смазки и попадание грязи в подшипники. Шкивы кронблоков закрыты быстросъемными ограждением и кожухом. Ограждение кронблока предотвращает соскальзывание талевого каната со шкивов. Талевые блоки Талевые блоки (рис. 25) подвижная часть талевой системы при спуско-подъемных операциях. Предназначены для работы в районах с умеренным климатом (тип БТН), с умеренным и холодным климатом. Талевые блоки всех типоразмеров (конструктивно отличающиеся друг от друга только числом канатных шкивов) представляют собой канатные шкивы, насаженные на роликоподшипниках на ось, неподвижно установленную в двух щеках, закрепленных гайкой. Канатные шкивы на оси отделены друг от друга распорными кольцами. Подшипники смазываются индивидуально через продольное и радиальное отверстие в оси. На торцах оси выходы продольного канала закрыты пробками. По аналогии с Рис. 25. Талевый блок: 1 траверса; 2 шкивы; 3 ось; 4 предохранительные кожухи; 5 щеки; 6 серьга кронблоками канатные шкивы талевого блока имеют боковые крышки, предохраняющие от попадания грязи и вытекания смазки. К нижней части щек подвешена серьга для соединения с крюком, в верхней части щеки соединены траверсой, служащей для транспортировки талевого блока. Канатные шкивы закрыты откидными, съемными кожухами с прорезями и имеют ограничители, предохраняющие от соскакивания талевого каната. 109

110 Конструкция талевых блоков позволяет использовать их и в кронблоках, применяемых на подъемных установках. В этом случае серьга снимается и щеки талевого блока соединяются непосредственно с подвеской крюка. Подъемные крюки Крюки подъемные относятся к подвижной части талевой системы, предназначены для подвешивания на них штропов, трубных или штанговых элеваторов, вертлюгов и других приспособлений при монтаже и демонтаже наземного оборудования. Крюки изготавливаются двух типов: однорогие (исполнение I) грузоподъемностью до 20 т и трехрогие (исполнение II) грузоподъемностью 32 т и более. Крюк состоит из рога, подвески и серьги. Рог кованый включает сменное седло с защелкой для фиксирования седла при спуско-подъемных операциях. Вогнутая цилиндрическая поверхность седла должна соответствовать размеру сопрягаемого с ним штропа элеватора или серьги вертлюга. Подвеска, соединяющая рог крюка с серьгой, состоит из литого стального корпуса, амортизирующей пружины, ствола, установленного на упорном подшипнике. Конструкция подвески допускает свободное вращение рога крюка со стволом как под нагрузкой, так и без нагрузки. Амортизационная пружина и упорный подшипник помещены внутри корпуса и закрыты крышкой для предохранения их от атмосферных осадков и загрязнения. С помощью серьги крюк подвешивается к талевой системе. Для подвешивания штангового элеватора при подъеме насосных штанг применяется подвесной крюк. Подъемные лебедки Лебедка (рис. 26) основной механизм подъемной установки. При помощи лебедки проводятся следующие операции: спуск и подъем насосно-компрессорных, бурильных и обсадных труб; удержание колонны труб на весу в процессе бурения или промывки скважины; ведение аварийных работ; передача 110

111 вращения ротору; вспомогательные работы по подтаскиванию инструмента, оборудования, труб и др.; подъем мачты в вертикальное положение. Подъемный вал лебедки преобразовывает вращательное движение силового привода в поступательное движение талевого каната. На подъем нагруженного крюка затрачивается мощность, зависящая от силы тяжести поднимаемых труб, а спускается крюк под действием веса труб. Поэтому лебедки имеют механизмы для подвода мощности при подъеме и тормозные устройства. Рис. 26. Лебедка: 1 вал лебедки; 2 барабан лебедки; 3 шпонка; 4 подшипник сферический; 5 звездочка; 6 втулка; 7 клин; 8 шарикоподшипник; 9 шпонка призматическая; 10 шпонка направляющая; 11 фиксатор; 12 гайка; 13 бугель; 14 рычаг нажимной; 15 ось; 16 гайка кольцевая; 17 кольцо упорное; 19 диск; 20 диск средний; 21 диск задний; 22 пружина; 23 масленка Для повышения скорости во время подъема крюка лебедки или их приводы выполняют многоскоростными. Переключение с высшей скорости на низшую и обратно осуществляется фрикционными оперативными муфтами, обеспечивающими плавное включение и минимальную затрату времени на эти операции. Мощность, передаваемая на лебедку, характеризует ее основные эксплуатационно-технические свойства и является главным ее параметром. 111

112 Силу подъема груза при любой оснастке определяют из выражения P = Qln, где Q вес поднимаемого груза; п число струн оснастки талей. Длина каната, наматываемого на барабан, L=nA, где А высота подъема груза. С учетом сил сопротивления в талевом механизме величина фактической силы P = Qlnn к, где п к КПД талевого механизма, который зависит от числа задействованных роликов: Число роликов КПД 0,97 0,94 0,92 0,90 0,88 0,87 0,85 0,84 0,82 0, Инструмент для проведения СПО Элеваторы При проведении спуско-подъемных операций необходимо захватывать и удерживать на весу подземное оборудование. Для той цели используются различные захватные приспособления, крепящиеся на крюке. К ним относятся элеваторы и хомуты. Элеваторы различаются по назначению и конструкции. По назначению элеваторы бывают трубные и штанговые, соответственно для труб и штанг. Трубные элеваторы По типу захвата и удержания трубные элеваторы разделяются на элеваторы: с захватом под муфту; с захватом под высадку трубы; с захватом за тело трубы (элеватор-спайдер). Элеваторы первого типа наиболее распространены и предназначены для работы с муфтовыми трубами. Элеваторы второго типа применяются для работы с трубами с высадкой 112

113 наружу, а третьего типа для работы с безмуфтовыми трубами, а также в случае, когда контактная нагрузка от веса колонны превышает допустимую. Конструктивное исполнение элеватора зависит от диаметра захватываемых труб, способа захватывания, несущей нагрузки и технологии ремонта. Этим объясняется многообразие конструкций трубных элеваторов, применяемых при подъемном ремонте скважин. Для насосно-компрессорных труб используют втулочные (с одним штропом) и балочные (с двумя штропами) элеваторы. Первые получили наибольшее распространение в подземном ремонте. Элеватор относится к наиболее ответственным инструментам спуско-подъемных операций, его отказ может привести к травмам и серьезным авариям, ликвидация которых потребует значительных средств. В элеваторе наиболее ответственным элементом является механизм запирания (затвор), который должен обеспечить надежное закрывание захватного устройства во время спускоподъемных операций. К элеваторам предъявляются следующие требования: обеспечение надежной работы в условиях сильного загрязнения поверхности трубы нефтью, парафинами и солями, а также при низких температурах; стойкость к динамическим нагрузкам от рывков и ударов, возникающих при эксплуатации, например при ловильных работах; легкость и удобство в работе; отсутствие выступающих частей во избежание задевания при подъеме элементов талевой системы, одежды оператора и т.д.; надежное запирание, предотвращающее самопроизвольное открытие в процессе СПО. Кроме того, механизм запирания должен: обеспечивать надежную работу рукой в рукавице, причем желательно одной рукой, так как при этом увеличивается устойчивость оператора; 113

114 выдерживать большое количество циклов открытиязакрытия; быть простым и надежным в работе; обеспечивать однозначность положения закрыто-открыто; иметь несколько степеней защиты от несанкционированного раскрытия; положение механизма запирания должно контролироваться как визуально, так и на слух, по щелчку. Одноштропные элеваторы На промыслах в подземном ремонте наибольшее распространение получили одноштропные (втулочные) элеваторы с захватом под муфту типа ЭГМ, входящие в комплект инструмента для работы с насосно-компрессорными трубами. Первыми такими элеваторами были элеваторы ЭГ конструкции Молчанова. В настоящее время выпускаются модернизированные конструкции этих элеваторов. Элеватор ЭТА Одноштропные элеваторы ЭТА (рис. 27) с автоматическим захватом предназначаются для захвата и удержания на весу насосно-компрессорных труб с гладкими и высаженными концами при механизированном свинчивании и развинчивании труб, а также при ручной работе со слайдером. Элеватор состоит из корпуса, серьги, соединенных шарнирно с помощью пальцев и шплинтов. В корпусе помещен узел захвата, с тыльной стороны которого располагается рукоятка, соединенная с корпусом при помощи направляющей втулки и двух штырей. Рис. 27. Элеватор ЭТА-50 Левая и правая направляющие, 114

115 прикрепленные к корпусу элеватора болтами, обеспечивают раскрытие и закрытие челюстей захвата. Тезнических характеристики элеваторов ЭТА представлены в табл. 4. Таблица 4 Характеристики элеваторов ЭТА Показатели Модель ЭТА-32 ЭТА-50 Грузоподъемность, т Условный диаметр труб, мм Габариты, мм Масса, кг Внутренняя полость литого корпуса имеет поверхность под захват для труб. Захват для труб является сменным узлом, подбираемым в зависимости от диаметра труб. Двухштротые элеваторы Элеваторы балочного типа (двухшторопные) выпускаются нескольких марок. Двухштротые элеваторы типа ЭХЛ (Халатяна) (рис. 28) состоят из корпуса с расточкой под трубу и боковыми проушинами под штропы. В верхней части корпуса имеется кольцевая выточка для затвора, представляющая собой разрезанное кольцо под диаметр трубы. Затвор свободно перемещается в кольцевой выточке. На корпусе имеется горизонтальная прорезь, через которую пропущена рукоятка для управления затвором. Для предотвращения открытия элеватор снабжен предохранителем. Для предотвращения выпадания штропов отверстия в проушинах запираются шпильками. Элеваторы штанговые ЭШН, ВМ, ЭША, ЭШ (рис. 29) Элеваторы штанговые (типа ЭШН) предназначены для захвата и удержания на весу насосных штанг в процессе спускоподъемных операций при текущем ремонте скважин. Элеватор состоит из корпуса, втулки, вкладыша и штопора. 115

116 Рис. 28. Элеватор типа ЭХЛ Рис. 29. Элеватор штанговый ЭШН-10 В кольцевой расточке корпуса вращается втулка, расположенная эксцентрично относительно центрального отверстия. В корпусе и втулке имеется вырез для ввода штанги. Технические характеристики элеваторов типа ЭШН приведены в табл. 5. Характеристики элеваторов типа ЭШН Таблица 5 Параметр Модели ЭШН-5 ЭШН-10 Грузоподъемность, т 5 10 Диаметр отверстия в стенных вкладышах, мм, при диаметре штанг, мм: 16, 19, Высота корпуса, мм Диаметр штропа, мм Габариты, мм Масса, кг 11,6 13 На опорном выступе элеватора закреплен сменный вкладыш, предохраняющий корпус элеватора от износа. Конструкцией элеватора предусмотрены две пары для втулки: одна для штанг диаметром 16, 19, 22 см, а вторая для штанг диаметром 25 мм. Корпус элеватора имеет два шипа, на которые надевается штроп. Элеватор изготавливают двух типоразмеров с одинаковыми сменными втулками, вкладышами и крепежными винтами. Элеваторы ВМ и ЭША грузоподъемностью 10 т являются аналогами элеваторов фирмы Oil Country. 116

117 3.4. Ключи для свинчивания и развинчивания труб и штанг Ключи (автоматы) АПР-2ВБМ, АПР-ГП, КАРС предназначены для механизации операций свинчивания и развинчивания, центрирования, автоматизации захвата, удержания на весу и освобождения колонны насосно-компрессорных труб при подземном ремонте скважин. Применяются в умеренном и холодном макроклиматических регионах. Их характеристики даны в табл. 6. Таблица 6 Техническая характеристика автоматов АПР Показатели Модели АПР-2ВБМ АПР-ГП* КАРС Грузоподъемность слайдера, т Максимальный крутящий момент на водиле, Н м Частота вращения водила, мин Диаметр захватываемых труб, мм 48, 60, 73, 89 48,60, 73,89 48, 60, 73,89 Привод автомата Электрический, инерционный, взры- Гидравлический от подъемной уставобезопасный с питанием от новки промысловой Электрический сети Двигатель привода Электродвигатель АИМ100 S4Y-2,5 Гидромотор типа НПА-64 Габаритные размеры, мм Масса, кг: автомата в сборе полного комплекта Автомат АПР-2ВБМ (рис. 30) предназначен для механического свинчивания и развинчивания труб при помощи вращателя, автоматизирует захват и удержание на весу колонны при помощи 117

118 автоматического спайдера, а также центрирует колонну труб центратором. Автомат рассчитан на использование его совместно с элеваторами ЭТА и трубными ключами КТГУиКОТ. Автомат АПР-2ВБМ (со взрывобезопасным электроприводом) состоит из блока вращателя, клиньевой подвески, центратора, балансира с грузом, привода и блока управления электроприводом. Блок вращателя представляет собой корпус клиньевого спайдера с герметизированным червячным редуктором и водилом, передающим усилие враще- Рис. 30. Автомат АПР-2ВБМ ния трубному ключу. На конце червяка смонтированы полумуфта центробежной муфты и инерционное устройство; блок клиньевой центробежной муфты и инерционное устройство. Блок клиньевой подвески состоит из направляющей с кольцевым основанием, к которому шарнирно подвешены три клина. Клинья для труб диаметром 48,60 и 73 мм сборные и состоят из корпуса клина и стенных плашек. Клинья для труб диаметром 89 мм монолитные и снабжены усами-синхронизаторами, обеспечивающими синхронную работу их в момент захвата трубы. От электродвигателя вращение передается на полумуфту центробежной муфты, кулачки муфты раскручиваются и взаимодействуют со второй полумуфтой, связанной с червячным редуктором. При достижении электродвигателем номинальных оборотов кулачки начинают передвигать номинальный крутящий момент. Привод ключа от электрического инерционного электродвигателя B100S4Y2-5 взрывобезопасного исполнения ВЗТ-4В. Управление приводом от кнопочного поста управления КУ-93-ВЗГ. 118

119 Удельная потребляемая мощность 0,66 квт/кн м. Время свинчивания-развинчивания одной трубы не более 13 с. Рассмотрим технические характеристики автомата АПР-2ВБМ: Показатели Значение Максимально крутящий момент, кнм 4,5 Условные диаметры свинчиваемых и развинчиваемых труб, мм 48, 60, 73, 89 Диапазон изменения крутящего момента, кн м, при диаметре свинчиваемых и развинчиваемых труб, мм: 48 0,5 0, ,8 1,1 73 1,1 1,5 89 1,3 2,2 Частота вращения водила, мин 1 53 Потребляемая мощность, квт 3,0 Габариты, мм Масса ключа, кг 280 Ключи механические универсальные КМУ-50, КМУ-ГП-50, КПГ-12 Предназначены для механизации операций по свинчиванию и развинчиваю, центрированию, захвату, удержанию на весу колонны насосно-компрессорных труб при текущем ремонте скважин, эксплуатируемых всеми видами оборудования, включая электропогружные насосы. Применяются в умеренном и холодном макроклиматических районах. Характеристики ключей типа КМУ приведены в табл. 7. Таблица 7 Технические характеристики ключей типа КМУ Показатель Модель КМУ-50 КМУ-ГП-50 КПГ-12 Максимальная нагрузка на слайдер ключа, кн Максимальный крутящий момент на водиле ключа при развинчивании, Н м Наибольшая частота вращения на водиле, мин и

120 Показатель Диаметр захватываемых труб, мм Привод ключа Двигатель привода Окончание табл. 7 Модель КМУ-50 КМУ-ГП-50 КПГ-12 48, 60, 73,89 48, 60, 73,89 48, 60,73, 89,114 Электрический, Гидравлический Гидравличе- инерционный, от подъский взрывобезопасный емной установ- с питанием ки от промысловой сети Электродвигатель AHM100S4Y2,5 Гидромотор типа Г Габаритные размеры, мм Масса, кг: ключа в сборе полного комплекта Ключ предназначен для механизации операций по свинчиванию-развинчиванию, удержанию колонны насосно-компрессорных труб при текущем ремонте скважин (рис. 31). Ключ КМУ-50 состоит из блока вращателя с электроприводом, спайдера с блоком клиньев и блока управления электроприводом. Рис. 31. Универсальный механический ключ КМУ-50 Вращатель двухступенчатый редуктор с прямозубой цилиндрической передачей, рабочим органом которого является разрезное колесо с установленным на нем водилом. Корпус вращателя и разрезанное колесо имеют прорезь для пропуска насосно-компрессорных труб. Привод ключа КМУ-50 электрический инерционный взрывобезопасный с питанием от промысловой сети напряжением 380 В. 120

121 Электродвигатель ключа типа В исполнения ВЗТ-4В мощностью 3 квт. Ключ оснащен блоком управления электропривода с кабелем КРПСН 3x4-1x2,5. Вращатель с электроприводом прикреплен быстросъемными зажимами к поворотной стойке, состоящей из плиты кронштейна, приваренного к спайдеру. Инерционное устройство позволяет регулировать величину крутящегося момента на водиле ключа путем установки соответствующих сменных маховиков. Управление электроприводом осуществляется посредством магнитного пускателя и кнопочного поста управления. Полуавтоматический спайдер состоит из разрезанного, сменных блоков, клиньев для труб диаметром 60, 73 и 89 мм, рукоятки управления и хомута. К корпусу спайдера приварен кронштейн для установки вращателя. Автоматический ключ для ремонта скважин КАРС Предназначен для механизации операций свинчиванияразвинчивания и автоматизации захвата, удержания на весу и освобождения колонны нососно-компрессорных труб при подземном и капитальном ремонте скважин, эксплуатируемых всеми видами оборудования, включая установки электроцентробежных насосов. Основные особенности ключа КАРС: автоматизированный захват труб НКТ диаметром, мм: 48, 60, 73, 89; исключение применения ручных трубных ключей типа КТГУ на каждом цикле свинчивания-развинчивания; повышение производительности труда, по сравнению с ключами водильной схемы (КМУ-50); повышение качества свинчивания резьбовых соединений за счет возможности установки момента, требуемого для каждого конкретного типа диаметра трубы, а также за счет регулирования скорости вращения трубозахватного устройства; 121

122 возможность текущего ремонта скважин, оборудованных как ЭЦН, так и ШГН. Характеристики ключа КАРС представлены ниже. Параметр Значение Максимальная грузоподъемность спайдера, т с 50 Максимальный крутящий момент, кн м (кг см) 4,5 (450) Частота вращения трубозажимного устройства при свинчивании и развинчивании, с 1 (об/мин) 1,1 (66) Условные диаметры свинчивания и развинчивания труб, мм 48, 60, 73, 89 Масса в сборе, кг 420 Механический гидроприводной ключ КПР-12 Ключ предназначен для свинчивания и развинчивания насосно-компрессорных и бурильных труб в процессе выполнения спуско-подъемных операций при текущем и капитальном ремонте скважин. Состоит из следующих основных узлов: трубного ключа, производящего свинчивание и развинчивание с расчетным крутящимся моментом; гидравлической насосной станции, создающей требуемые расход и давление масла в гидросистеме; подвески ключа с гидроподъемником и амортизатором. Ключ представляет собой двухскоростной цилиндрический редуктор с разрезанной шестерней, в которой устанавливается сменные захваты. Комплектуется объемным стопорным устройством. Гидравлическая насосная станция электроприводная, соединяется с ключом гидравлическими рукавицами высокого давления; устанавливается на расстоянии до 10 м от скважины. Оснащена ограничителем крутящегося момента и предохранительным гидроклапаном. Ключ КНР-12 может быть применен на гидрофицированных передвижных подъемных установках. Питание его осуществляется от гидросистемы подъемной установки (в этом случае насосная станция не поставляется). Технические характеристики ключа КНР-12: 122

123 Параметры Значение 1. Условный диаметр свинчиваемых и развинчиваемых труб, мм: насосно-компрессорных бурильных Максимальный крутящий момент, кн м: на высшей передаче 12 на низшей передаче 4 3. Диапазон изменения крутящего момента, кн м 0, Мощность привода, квт Частота вращения, мин 1 : на высшей передаче 75 на низшей передаче Расход рабочей жидкости, л/мин Габариты, мм: ключа станции гидропривода СГП 140/ Масса, кг: ключа с захватом под трубу диаметром 73 мм 315 станции гидропривода СГП 140/ Ключ КПГ-12 Ключ предназначен для свинчивания и развинчивания бурильных и насосно-компрессорых труб в процессе капитального и текущего ремонта нефтяных и газовых скважин. Работоспособность ключа обеспечивается в районах с умеренным и холодным климатом при температуре окружающего воздуха от 45 до +40 С. Технические характеристики ключа КПГ-12: Условный диаметр свинчиваемых и развинчиваемых труб, мм бурильных 73, 89 НКТ 60, 73, 89, 102, 114 Привод ключа станция гидропривода СПГ 140/16 или агрегат для ремонта скважин типа АПРС Габаритные размеры, мм: длина 1050 ширина 700 высота 560 Масса ключа с захватом под трубу диаметром 73 мм, кг

124 Ключи трубные ручные Ключи одношарнирные трубные КОТ48-89, КОТ Одношарнирные трубные ключи типа КОТ (рис. 32) предназначены для проведения монтажно-демонтажных промысловых работ, а также для свинчивания и развинчивания насоснокомпрессорных труб при спуско-подъемных операциях на скважинах, в том числе с применением механических ключей типа АПР. Характеристики ключей типа КОТ приведены в табл. 8. Рис. 32. Ключ одношарнирный трубный типа КОТ Таблица 8 Технические характеристики ключей типа КОТ Параметры Модели КОТ48-89 КОТ Условный размер захватываемых труб, мм Э Максимальные усилия на конце рукоятки, кн 2 3 Габаритные размеры, мм Масса, кг 6,1 6,7 Ключи трубные КТГУ-48, КТГУ-60, КТТУ-73, КТГУ-89 Ключи трубные применяются при механизированном свинчивании и развинчивании насосно-компрессорных труб с помощью ключа-автомата АПР-2-ВБМ или механического ключа КМУ-50. Ключи КТГУ-60, КТГУ-73, КТГУ-89 усовершенствованной конструкции служат для захвата тела трубы при свинчивании или развинчивании насосно-компрессорных труб. Технические характеристики указанных типов ключей КТГУ приведены в табл

125 Таблица 9 Технические характеристики ключей КГТУ Показатели Модели КТГУ-48 КТГУ-60 КТГУ-73 КТГУ-89 Максимальный крутящийся момент, кн м 2,5 2,5 3 3,5 Условный диаметр свинчиваемых и развинчиваемых труб, мм Габаритные размеры, мм: длина ширина высота Масса, кг Достоинства: повышение надежности захвата; улучшение контакта ключа с трубой; увеличение межремонтного срока службы. Ключ трубный типа КТЛ Предназначен для свинчивания и развинчивания насоснокомпрессорных труб (НКТ) и замков бурильных труб механизированным, а также ручным способом при текущем и капитальном ремонте скважин. Обеспечивает надежный захват НКТ, сохранность НКТ от деформаций. Обладает, по сравнению с ключами типа КТГУ, в зависимости от типоразмера: меньшей (на %) массой; большим (на %) передаваемым моментом раскрепления НКТ, повышенной (в 5 10 раз) стойкостью сухарей; повышенным (в 3 раза) сроком службы. Освоено производство ключей: КТЛ 33, КТЛ 48, КТЛ 60, КТЛ 8, КТУ95,КТУ108. Ключи трубные КТЛ предназначены для свинчивания и развинчивания насосно-компрессорных труб в процессе теку- 125

126 щего ремонта нефтяных и газовых скважин; служат для передачи крутящегося момента от водила механизированных ключей КМУ-50, АПР-2БВ, КМ-73, КМ-450, КМ , а также ручным способом. Технических характеристики ключей типа КТЛ представлены в табл. 10. Таблица 10 Технические характеристики ключей типа КТЛ Показатели Шифр ключей КТЛЗЗ КТЛ 48 КТЛ60 КТЛ 73 КТЛ89 КТУ95 КТУ108 Условный диаметр НКТ, мм Максимальный момент, кнм 2,0 2,5 3,0 4,5 6,0 7,0 8,5 Количество сухарей, шт Габаритные размеры, мм: длина ширина высота ,5 84,5 Масса, кг 2,4 2,7 3,3 3,6 4,0 5,3 6,5 Ключи трубные КТД Ключи трубные двухшарнирные КТД и КТДУ применяются как для свинчивания и развинчивания насосно-компрессорных труб вручную (КТД), так и для работы с механизмами (КТДУ с укороченной рукояткой). Ключ КТД состоит: из а) большой и малой челюстей, б) рукоятки малой и большой, шарнирно соединенных между собой. На оси шарнира большой челюсти и рукоятки насажена пружина, стягивающая челюсти к центру образующих дуг, за счет чего ключ удерживается на трубе. На малой челюсти расположен самоустанавливающийся сухарь с дугообразной зубчатой поверхностью, благодаря которой сухарь всей поверхностью контактирует с трубой. Это обеспечивает более надежное захватывание трубы, уменьшает давление на контактной по- 126

127 верхности, что предохраняет сухари и поверхность труб от повреждения. Технические характеристики ключей типа КТД приведены в табл. 11. Таблица 11 Техническая характеристика ключей типа КТД Показатели Модель КТД-50 КТДУ-60 КТДУ-73 КТДУ-80 Условный диаметр труб, мм Максимальный передаваемый момент, кн м Габаритные размеры, мм: длина ширина высота Масса, кг 5,3 4,6 5,2 6,1 Ключ КШК Круговой ключ штанговый КШК с регулируемыми зажимными плашками применяется для отвинчивания штанг при закрепленном плунжере глубинного насоса. Во время подземного ремонта скважин при заедании плунжера глубинного насоса приходится поднимать трубы вместе со штангами. Поскольку муфтовые соединения труб не совпадают с соединениями штанг, то после отвинчивания очередной трубы над муфтой, установленной на элеваторе, будет находится гладкое тело штанги, захват которого штанговым ключом невозможен. В круговом ключе штанги захватываются плашками, имеющими угловые вырезы с зубьями. Одна из плашек неподвижная, прикреплена двумя штифтами к внутренней части ключа, а вторая подвижная, прикреплена к внутреннему концу зажимного стержня. Технические характеристики ключей типа КШК следующие: Диаметр отвинчиваемых штанг, мм 12,16, 19, 22, 25 Диаметр отвода ключа, мм 550 Высота зева, мм 32 Масса, кг 5,5 127

128 Ключ штанговый КШЭ Ключ предназначен для свинчивания и развинчивания резьбовых соединений насосных штанг. Состоит из блока вращателя, блока управления и специального штангового элеватора. Блок вращателя представляет собой редуктор с прямозубыми колесами. К концу быстроходного редуктора при помощи полумуфты присоединен электродвигатель, на другом конце вала при помощи шлицев устанавливается маховик для получения необходимого крутящего момента на водиле при свинчивании и развинчивании насосных штанг. На большом колесе-шестерне приварено водило. Откидная вилка выполняет функцию второго элеватора и служит для удержания колонны на весу. Блок управления электродвигателем состоит из электромагнитного пускателя и поста управления, соединенных кабелем со штепсельными разъемами. В зависимости от размера штанг, с которыми производится работа, в корпус штангового элеватора вставляются соответствующие вкладыши и запорное кольцо, а в откидной вилке устанавливается соответствующая вставка. Перед пуском ключа снимается кожух и устанавливается маховик определенного диаметра, обеспечивающий необходимую величину крутящегося момента для данного соединения штанг. Так, для штанг 16 мм устанавливается маховик диаметром 21 мм, для штанг 19 и 22 мм диаметром 30 мм, а для штанг 25 мм оба маховика вместе. Технические характеристики ключа КШЭ: Наружный диаметр захватываемых труб и муфт к ним, мм Максимальный крутящий момент, кн м 2,0 Габаритные размеры, мм: длина 325 ширина 65 высота 32 Масса ключа в собранном виде, кг 1,2 128

129 Ключи цепные Ключи цепные (рис. 33) применяются при ручном свинчивании и развинчивании труб различного диаметра. Технические характеристики цепных ключей приведены в табл. 12. Рис. 33. Ключ цепной Таблица 12 Технические характеристики цепных ключей Показатели КЦЩ-1 КЦН-1 КЦН-2 КЦН-3 Условный диаметр труб, мм Допустимое усилие на рукоятке, Н Длина цепи, мм Габаритные размеры, мм l65 Масса, кг 11,5 14,0 24,0 53,0 Ключ состоит из рукоятки, двух шарнирно соединенных шеек с зубьями с плоскими шарнирными звеньями. Для придания прочности щеки термически обрабатываются. Изготавливаются цепные ключи двух типов: КПЦ ключ цепной нормальный, КЦО облегченный Агрегаты и насосные установки для реконструкции и восстановления скважин Передвижные установки АНЦ-500, АНЦ-320, УЦП (АО «Ижнефтемаш») для нагнетания рабочих жидкостей при цементировании скважин в процессе бурения и капитального ремонта, 129

130 а также при проведении других промывочных и продавочных работ в нефтяных и газовых скважинах состоят из монтажной базы, насоса высокого давления, водоподающего блока и манифольда. Монтажной базой для размещения оборудования служат шасси автомобилей типа КрАЗ, «Урал», КамАЗ. Ходовой двигатель автомобиля в этом случае используется в качестве привода насоса высокого давления. Установки оборудуются: устройством подогрева гидравлической части насоса высокого давления; коллектором для обеспечения одновременной работы нескольких агрегатов при цементировании скважин; переходниками диаметром 50 мм для подключения к приемной линии всасывающего шланга. Насосные агрегаты АНЦ-320 дополнительно оборудуются системой контроля температуры масла в картере насоса высокого давления. Насосные установки ПА-80, АНП-320, УНК, УНП-32 (АО «Ижнефтемаш») предназначены для нагнетания различных неагрессивных жидких сред в скважины в процессе их текущего и капитального ремонта. Состоят из монтажной базы насоса высокого давления, манифольда и монтируются на шасси автомобилей КрАЗ, «Урал», КамАЗ; двигатель автомобиля используется в качестве привода насоса. Установки оборудуются переходником для подключения к приемной линии всасывающего шланга. Дополнительно установки АНП-320 и УНК оснащаются устройством подогрева гидравлической части насоса высокого давления для обеспечения работы установок при низких температурах. Диаметр условного проход манифольда составляет: всасывающего 80 мм, нагнетательного 50 мм. Насосная установка с регулируемым электроприводом УНБЭ-250х40 (ИНПК «Ранко») предназначается для нагнетания различных жидких сред при цементировании скважин в процессе бурения и капитального ремонта, а также при проведении других 130

131 промывочных и продавочных работ в нефтяных и газовых скважинах. Состоит из монтажной базы рамного исполнения, насоса высокого давления, манифольда, регулируемого тиристорного электропривода со шкафом КТУ и пультом управления. Насосная установка УНБ-160x32 (ОАО «Костромской завод Строймашина», ИНПК «Ранко») предназначается для нагнетания различных жидких сред при цементировании скважин в процессе бурения и капитального ремонта, а также при проведении других промывочных и продавочных работ в нефтяных и газовых скважинах. Насосная установка УНБ1-160х40 монтируется на шасси автомобиля КрАЗ-250. Установка предназначается дня нагнетания различных жидких сред при цементировании скважин в процессе бурения или капитального ремонта скважин и проведении промывочных и продавочных работ в нефтяных и газовых скважинах. Для монтажа навесного оборудования на шасси автомобиля устанавливаются две дополнительные рамы, на которых монтируются: поршневой цемтировочный насос типа 9ТМ; дополнительный верхний двигатель марки ГАЗ-52А привода центробежного водяного насоса ЦНС38-154; мерный бак; трубы; шарнирные колени заборного трубопровода; защитный кожух поршневого насоса; выхлопная труба с искрогасителем, введенная вверх и снабженная кожухом для защиты обслуживающего персонала от ожогов; манифольд; донные клапаны и электрооборудование. Привод насоса 9ТМ осуществляется от ходового двигателя автомобиля КрАЗ-250 посредством коробки отбора мощности, установленной на конце раздаточной коробки автомобиля. Насосная установка УНБ1-160х63 (ИНПК «Ранко») предназначается для нагнетания неагрессивных жидкостей при цементировании, гидравлическом разрыве пластов, гидропескоструйной перфорации, промывке песчаных пробок и других промывочных и продавочных работах в нефтяных газовых скважинах. 131

132 Установки УНБ-160х32 и УНБ1-160х63 состоят из монтажной базы, насоса высокого давления, водоподающего блока, манифольда и монтируются на шасси автомобиля типа КрАЗ, в качестве привода насоса используется ходовой двигатель автомобиля. Насосные нефтепромысловые установки типа УНБ1-320х63 и УНБ1Р-320х63 (ИНПК «Ранко») предназначаются для нагнетания неагрессивных жидкостей при цементировании, гидропескоструйной перфорации, гидравлическом разрыве пластов и других промывочных и продавочных работах, выполняемых в нефтяных и газовых скважинах. Состоят из монтажной базы, силового дизельного агрегата В2-500ТК-С4, насоса высокого давления с одноступенчатым навесным редуктором, четырехступенчатой коробки передач, водоподающего блока, манифольда, вспомогательного трубопровода, а также пульта управления. В качестве монтажной базы используются: шасси автомобиля КрАЗ в установке УНБ : стационарная рама в установке УНБ1Р Установки этих типов оснащаются средствами дистанционного управления и контроля параметров их работы, системой подогрева насоса и предпусковым подогревателем силового привода, системой индивидуальной смазки плунжеров насоса высокого давления. Установка насосная УНБ1-400х40 применяется для нагнетания различных неагрессивных жидкостей при цементировании, гидропескоструйной перфорации, гидравлическом разрыве пластов и других промывочных и продавочных работах, проводимых на нефтяных и газовых месторождениях. Состоит из силовой установки на базе двигателя В2-500АВ-СЗ, плунжерного насоса высокого давления, мерного бака, манифольда, вспомогательного трубопровода, водоподающего блока, цементного бачка, поста управления. Монтируется на шасси автомобиля КрАЗ-250. Пост управления расположен между плунжерным насосом и мерным баком установки. 132

133 Насосная установка УНБ1Р-400 предназначается для нагнетания различных жидких сред в скважины при их цементировании в процессе бурения и капитального ремонта, а также при проведении других промывочно-продавочных работ в морских нефтяных и газовых скважинах, расположенных на отдельных основаниях и приэстакадных площадках. Состоит из силового агрегата, коробки передач, трехцилиндрового насоса, манифольда, вспомогательного трубопровода, мерного бака, поста управления и другого технологического оборудования, смонтированных на раме. Управление установкой механическое, с поста, расположенного на раме. Силовой агрегат, выполненный на базе дизельного двигателя В2-500АВ-СЗ, включает систему водяного охлаждения, систему принудительной циркуляционной смазки и питания, многодисковую фрикционную муфту сцепления постоянно замкнутого типа, контрольно-измерительные приборы и электросистему с аккумуляторной батареей для запуска дизельного двигателя электростартером. Насосная установка УНБ2В-400х70 предназначается для нагнетания неагрессивных жидкостей при цементировании, гидропескоструйной перфорации, гидравлическом разрыве пластов и других промывочных и продавочных работах, проводимых в нефтяных и газовых скважинах, а также для различных испытательных работ в районах с умеренным климатом при температуре окружающего воздуха от 45 до +40 С. Состоит из монтажной базы, двух насосов высокого давления с навесными редукторами, водоподающего блока, силового дизель-гидравлического агрегата, напорного и вспомогательного манифольдов, пульта дистанционного управления, мягкого укрытия в виде закрытого фургона и некоторого другого оборудования. Установка монтируется на специальном автомобильном полноприводном высокопроходимом восьмиосном шасси (8x8 КЗКТ) с двигателем ЯМЗ-8424, используемым для привода насосов высокого давления. 133

134 Силовой агрегат состоит из следующих основных узлов: двигателя В2; турботрансформатора ТТ-560К; радиаторов, воздухоочистителей и рамы, являющейся основанием установки двигателя, турботрансформатора, радиаторов (на раме установки также крепятся баки для масла и рабочей жидкости). Установка радиаторов выполнена в виде моноблока и включает в себя две секции радиаторов двигателя (масляную и водяную) и радиаторную секцию трансформатора (масляную). Контроль работы электрооборудования, системы смазки, охлаждения, подачи топлива, рабочей жидкости, а также выхлопа при работе силового агрегата в составе установки осуществляется комплектом измерительных приборов. Высокая готовность запуска оборудования на месте проведения работ после марша обеспечивается использованием систем предпускового и походного обогрева. Управление установкой осуществляется со стойки (пульта) с наклонными панелями управления, состоящего из двух функционально законченных модулей: электрического и пневматического. Агрегат цементировочный АЦ-32 (АО «Первомайскхиммаш») предназначен для нагнетания различных жидких сред при цементировании скважин в процессе бурения и капитального ремонта, а также при проведении других промывочных и продавочных работ в нефтяных и газовых скважинах. Агрегат состоит из монтажной базы, насоса высокого давления, водоподающего блока, бака для затворения цемента, манифольда и монтируется на шасси автомобиля КрАЗ. В качестве привода насоса используется ходовой двигатель автомобиля. Агрегат промывочно-продавочный ППА-200 (АО «Первомайскхиммаш») предназначен для нагнетания в скважины неагрессивных жидких сред в процессе ремонта, а также при проведении других промывочных и продавочных работ. Агре- 134

135 гат состоит из монтажной базы, насоса высокого давления, емкости для жидких сред и трубопроводов низкого и высокого давления, оборудованных шарнирными коленами и запорной арматурой для обвязки насоса с емкостью и агрегата с устьем скважины. В качестве монтажной базы в агрегате применяется шасси автомобиля типа КрАЗ. Ходовой двигатель автомобиля используется для привода насоса. Установка для гидроразрыва нефтяных пластов АН-СИН-31 (фирма «Синергия») предназначена для нагнетания в скважину неагрессивных жидких сред при гидроразрыве пластов в нефтяных скважинах, а также при гидропескоструйной перфорации. Состоит из монтажной базы, насоса высокого давления, емкостей для топлива и масла, гидравлической пятискоростной коробки передач с системой управления, дизельного двигателя, радиатора и манифольда. Монтируется установка на шасси автомобилей КрАЗ или «Урал ». Установка для гидроразрыва нефтяных пластов УН1-630х700А монтируется на шасси грузового трехосного автомобиля КрАЗ-257 грузоподъемностью 12 т и состоит из следующего оборудования: силовой установки 4УС-800, коробки передач ЗКПм, трехплунжерного насоса 4Р-700. манифольда, системы управления. В последнее время взамен установки УН1-630х700А выпускается установка УНБ1-630х700 на шасси автомобиля КрАЗ-250, укомплектованная баком вместимостью 4 м 3. На раме автомобиля непосредственно за кабиной водителя располагается силовая установка 4УС-800, состоящая из дизельного двигателя с многодисковой фрикционной муфтой и центробежным вентилятором, системы питания, смазки, охлаждения, установки воздухоочистителей и других вспомогательных узлов. Силовой двигатель установки дизель-мотор В2-800-ТК (двенадцатицилиндровый, четырехтактный с непосредственным впрыском топлива и наддувом воздуха турбокомпрессорами ТКР14-2). 135

136 Насос 4Р-700 трехплунжерный со сменными плунжерами, горизонтальный, одинарного действия. Манифольд установки состоит из приемной линии (диаметром 125 мм) и нагнетательной (диаметром 50 мм). Приемный трубопровод оборудуется трехходовым пробковым краном, что позволяет присоединять к приему насоса одновременно два вспомогательных агрегата. Установка комплектуется приемным рукавом диаметром 125 мм, шестью трубами высокого давления общей длиной 23,5 м, изготовленными из специальной стали группы прочности «Л», и шестью гибкими металлическими сочленениями. В транспортном положении вспомогательный трубопровод укладывают на специальные стояки на настиле установки. Управление установкой осуществляется с центрального поста из кабины водителя автомобиля. Установка для промывки скважин СИН-34 и ЦА-СИН-35 (фирма «Синергия») предназначена для нагнетания различных неагрессивных жидких сред при цементировании скважин в процессе бурения и капитального ремонта, а также при проведении других промывочных и продавочных paбот в нефтяных и газовых скважинах. Состоит из монтажной базы, насоса высокого давления, водоподающего блока, бака для затворения цемента и манифольда. Установка СИН-34 монтируется на шасси автомобиля «Урал ». В качестве привода насоса используется ходовой двигатель автомобиля. Установка ЦА-СИН-35 монтируется на шасси автомобиля типа КрАЗ и оборудуется устройством для подогрева гидравлической части трехплунжерного и центробежного насосов и специальным коллектором для обеспечения при необходимости совместной работы нескольких агрегатов. Привод насоса установок осуществляется от ходового двигателя автомобиля. 136

137 Установки для кислотной обработки скважин Установка УНЦ-125х32К (УНК-125х50К) (ИНПК «Ранко») предназначается для транспортирования и нагнетания в пласты кислотного раствора при обработке призабойной зоны скважины. Закачиваемая жидкость: вода, растворы плотностью до 1,6 г/см 3, серной (65 %) и соляной (21 %) кислоты, смеси кислот: соляной с добавкой (5 % от объема НС1) и уксусной (2 % от объема НС1). Установка состоит из трехплунжерного насоса высокого давления, емкости из стеклопластика, армированного тканью, обвязки всасывающих и напорных трубопроводов из кислотостойких материалов повышенной прочности. Монтируется на шасси автомобиля КрАЗ или «Урал-4320». Привод насоса высокого давления осуществляется от ходового двигателя автомобиля. Агрегат кислотной обработки скважин АНЦ-32/50 (АО «Первомайскхиммаш») предназначается для транспортирования на объект ингибированной соляной кислоты и нагнетания в скважины жидких сред при солянокислотной обработке призабойных зон скважин. Агрегат состоит из трехплунжерного насоса высокого давления, емкости, трубопроводов обвязки насоса с емкостью, напорного трубопровода с шарнирными коленами для обвязки агрегата с устьем обрабатываемой скважины. Монтируется на шасси автомобиля КрАЗ Привод насоса высокого давления осуществляется от ходового двигателя автомобиля с помощью трансмиссии последнего, коробки отбора мощности и двухскоростной двухвальной коробки передач. Установка для кислотной обработки скважин СИН-32 (фирма «Синергия») предназначается для транспортирования и нагнетания в пласты кислотного раствора при обработке призабойной зоны скважины. Включает в себя трехплунжерный насос высокого давления, емкость, обвязку всасывающих и напорных трубопроводов из кислотостойких материалов повышенной прочности, электронный уровнемер показания уровня 137

138 кислоты и датчик давления. Монтируется на шасси автомобилей КрАЗ или «Урал ». Привод насоса высокого давления осуществляется от ходового двигателя автомобиля. Насосные установки типа УНЦ1-160 предназначаются для транспортировки и нагнетания в скважины смеси кислот при солянокислотной обработке призабойной зоны. Базовая установка состоит из насоса высокого давления, силовой передачи, цистерны, манифольда, вспомогательного трубопровода и др. Модификации установки различаются только параметрами нагнетания рабочей жидкости. Управление установкой централизованное, осуществляется из кабины автомобиля. Для нагнетания смеси кислот при солянокислотной обработке скважин используется трехплунжерный горизонтальный одностороннего действия насос высокого давления. Привод насоса осуществляется от ходового двигателя через раздаточную коробку автошасси, коробку отбора мощности и двухскоростную двухвальную коробку передач установки. Цистерна, предназначенная для транспортировки смеси кислот и подачи ее к насосу высокого давления, представляет собой металлическую емкость овального сечения, разделенную волнорезом. Внутренняя поверхность цистерны гуммирована. Предусмотрены два люка, один из которых технологический, а другой служит для залива рабочей жидкости, а также поплавковый уровнемер и приемная труба. Манифольд установки состоит из всасывающего и нагнетательного трубопроводов и позволяет перекачивать рабочую жидкость в скважину из цистерны или из любой емкости, расположенной вне установки, заполнять цистерну водой из промысловой сети, перекачивать жидкость из цистерны в любую другую емкость. Для забора жидкости служит всасывающий трубопровод, который состоит из труб диаметром 100 мм, резиновых рукавов и запорного устройства. 138

139 Нагнетательный трубопровод насоса подразделяется на напорный и контрольный: по напорному трубопроводу рабочая жидкость нагнетается в скважину; контрольная линия предназначается для проверки работы насоса «на циркуляцию» перед нагнетанием рабочей жидкости в скважину, а также для сброса рабочей жидкости из насоса и нагнетательного трубопровода в цистерну при вынужденной остановке насоса. Вспомогательный трубопровод служит для обвязки установки с устьем скважины и включает 5 труб диаметром 50 мм, 4 шарнирных колена и приемный рукав диаметром 100 мм. Установка УНЦ1-160х500К монтируется на трехосном грузовом автомобиле высокой проходимости КрАЗ-257Б1А. В состав оборудования установки входят трехплунжерный горизонтальный насос одинарного действия, коробка отбора мощности, промежуточная силовая передача, манифольд, цистерна основная на агрегате и цистерна на прицепе. Трехплунжерный насос 5НК-500 установлен на раме за кабиной автомобиля. Цистерна вместимостью 6 м 3 смонтирована на раме агрегата. Она разделена на два равных отсека. Их внутренние стенки гуммированы. Сверху на цистерне имеется дощатый настил, по обеим сторонам которого смонтированы складывающиеся перила. Каждый отсек снабжен зачистным люком, к крышке которого крепятся крышка заливной горловины, сапун и трубопровод, подводящий воду от промысловой сети. Приемные трубы гуммированы и опущены в чашеобразные углубления отсеков. Отсеки снабжены поплавковыми указателями уровня, которые состоят из поплавка, сваренного из винипластовых труб, направляющей трубы и штока. Направляющая труба металлическая, гуммированная изнутри и снаружи, имеет два продольных паза, в которых скользит поплавок. На штоке нанесены риски с интервалами, соответствующими изменению уровня при отборе каждых 0,5 м 3 жидкости. 139

140 Манифольд установки состоит из приемных и нагнетательных трубопроводов, которые позволяют: забирать жидкость (кислоты, воду) из цистерн на автомобиле и прицепе и закачивать ее в скважину; забирать жидкость из любой емкости, расположенной вне установки; заполнять цистерны водой из промысловой сети; перекачивать жидкость из цистерн в любую емкость. Для забора жидкости цистерны оборудованы приемными линиями, состоящими из резиновых рукавов и трехходового пробкового крана. Приемная линия цистерны на автомобиле соединяется непосредственно с приемным коллектором насоса. Для подсоединения к насосу дополнительной цистерны, а также посторонней емкости агрегат оборудован вспомогательным приемным трубопроводом и резиновым рукавом с быстросоединяющимся наконечником. Нагнетательная линия установки состоит из предохранительного клапана гвоздевого типа, воздушного колпака с показывающим манометром и датчиком самопишущего манометра, напорной и контрольной линий с двумя секторными кранами диаметром 29 мм. Предохранительный и воздушный клапаны крепятся к клапанной коробке насоса со стороны кабины автомобиля, напорная и контрольная линии с кранами с противоположной стороны. Для соединения напорной линии с головкой на устье скважины установка снабжена вспомогательным напорным трубопроводом. Насосная установка УН1Т-100х250, монтируется на тракторе Т-130МГ-1. Кинематическая схема насосной установки включает коробку отбора мощности типа КОМ-ЧТЗ, насос типа НП-100, цепной редуктор и коробку передач КП-100. Установка насосная УНБ1Р-100х250, монтирующаяся на базе автомобиля высокой проходимости «Урал-4320», разработана для замены установки УН1-100х200. Установка комплек- 140

141 туется трехплунжерным горизонтальным насосом Н5-160, мерным баком, двухскоростной коробкой передач, системой продувки и осушки. Насос предназначается для нагнетания в нефтяные и газовые скважины промывочных и продавочных жидкостей при соляно- и углекислотных обработках призабойной зоны пласта, промывках песчаных пробок и цементирования при капитальном ремонте. Насос универсален и может использоваться для нагнетания различных рабочих сред (коррозионных, абразивосодержащих, быстротвердеющих) Оборудование для гидроразрыва пласта Основное оборудование, применяемое при ГРП: насосные агрегаты 4АН-700, модернизированные 5АН-700 или рамные АНР-700. Агрегаты 4АН-700 и 5АН-700 монтируются на шасси высокопроходимого автомобиля КрАЗ-257. Максимальное давление этих агрегатов 700 кгс/см (70 МПа) при подаче 6 л/с, при давлении 200 кгс/см (20 МПа) подача составляет 22 л/с. Двигатель агрегата дизельный с номинальной мощностью 800 л.с. (588 квт). Рамный агрегат АНР-700 имеет параметры, аналогичные параметрам агрегата 5АН-700, и состоит из унифицированных узлов: силовой установки, коробки передач, насоса, манифольда, кабины с пультом управления и др. Для смешивания жидкости-песконосителя с песком применяют пескосмесительные установки типа 3 ПА или 4 ПА, также смонтированные на высокопроходимых автомобилях. Процесс смешивания песка с жидкостью и подачи смеси на прием насосных агрегатов полностью механизирован. Пескосмесительный агрегат типа 4 ПА имеет грузоподъемность 9 т и производительность 50 т/ч песка. Он оборудован загрузочным шнеком. Этими агрегатами готовится смесь песка с жидкостью любой заданной концентрации. Жидкости разрыва перевозятся большегрузными цистернами, смонтированными на автомобилях МАЗ-500А или КрАЗ

142 Автоцистерна 4ЦР предназначена для перевозки 10 т жидкости, автоцистерны АЦН-7,5 и АЦН-11 для перевозки соответственно 7,5 и 11 т. Эти цистерны снабжены насосами для перекачки жидкости в пескосмесительную установку и вспомогательным оборудованием. При проведении гидроразрыва устье скважины оборудуется арматурой типа 1АУ-700 или 2АУ-700. Арматура 2АУ отличается от 1АУ габаритными размерами и возможностью подключения ее к 73- и 89-мм подъемным трубам, а также гибкими соединениями отводов. Арматура (рис. 34) состоит из трубной головки (крестовины) 1 с патрубком 2, устьевой головки 3 с сальником, пробковых кранов 4 и других элементов. Рис. 34. Арматура устья 2АУ-700 Трубная головка рассчитана на рабочее давление 700 кгс/см (70 МПа) и служит для соединения насосно-компрессорных труб, спущенных в скважину. Из трех горизонтальных отводов трубной головки к двум через пробковые краны присоединяются напорные линии. Устьевая головка имеет четыре отвода, три из кото- 142

143 рых снабжены пробковыми кранами. К четвертому отводу присоединен манометр и предохранительный клапан гвоздевого типа. На нижнем конце головки нарезана резьба для присоединения к эксплуатационной колонне. Все краны арматуры имеют цилиндрические пробки и уплотняющие седла и легко управляются под давлением. Арматура устья 1АУ-700 и 2АУ-700 универсальная, ее можно применять не только при гидроразрыве пластов и гидропескоструйной перфорации, но и при кислотных обработках, промывках песчаной пробки, цементировании и других операциях, проводимых с нагнетанием жидкостей по заливочным трубам и обсадной колонне. В процессе гидравлического разрыва пласта обычно применяют несколько насосных агрегатов. Для упрощения их обвязки между собой и с арматурой устья при нагнетании жидкости в скважину используют самоходный блок манифольда 1БМ-700, который состоит из напорного и приемнораздаточного коллектора, комплекта труб с шарнирными соединениями и подъемной стрелы. Все это оборудование смонтировано на шасси трехосного автомобиля ЗИЛ-131 повышенной проходимости или на шасси автомобиля ЗИЛ-157К. Насосные агрегаты с помощью быстросъемных гибких соединений из труб подключаются к блоку манифольда, который, в свою очередь, соединяется с арматурой устья Цементировочные агрегаты и цементосмесительные машины, автоцистерны и кислотовозы, используемые при реконструкции и восстановлении скважин Автоцистерна АЦН-10С и АЦН-12С Автоцистерна АЦН-1ОС и АЦН-12С (рис. 35) предназначена для транспортирования неагрессивных технологических жидкостей, плотностью от 0,85 т/м 3 до 1,4 т/м 3, кинематической вязкостью до 30 сст и подачи их к передвижным насосным и 143

144 смесительным установкам при технологических операциях в нефтяных и газовых скважинах (гидроразрыв пласта, цементирование и другие промывочно-продавочные работы). Автоцистерна может эксплуатироваться на дорогах с осевой нагрузкой на них не выше 10 т в условиях умеренного и холодного климата. Представляет собой комплекс специального оборудования, смонтированного на шасси автомобиля «Урал» , КрАЗ В комплексе центробежный насос, в блоке с редуктором, с приводом от коробки передач двигателя автомобиля через коробку отбора мощности и карданный вал. Рис. 35. Автоцистерна АЦН-1ОС Технические характеристики автоцистерн «Урал» и КрАЗ: Шасси автомобиля «Урал» КрАЗ Вместимость, м Насос для заполнения и опорожнения цистерны: подача, дм 3 /с 28 напор (для воды), МПа 30±1,5 частота вращения рабочего колеса, об/мин наибольшая мощность, отбираемая от двигателя, квт 25 время заполнения цистерны, с 390±20 диаметр всасывающей линии, мм 100 диаметр нагнетательной линии, мм 63 Всасывающее устройство, тип эжекционный Указатель уровня жидкости в цистерне поплавковый Агрегат цементировочный АЦ-320 или ЦА-320 Агрегат цементировочный АЦ-320 (рис. 36) предназначен для нагнетания различных жидкостей при цементировании скважин в процессе бурения и капитального ремонта, а также 144

145 для проведения других промывочно-продавочных работ в нефтяных и газовых скважинах. Монтируется на шасси автомобиля КрАЗ, «Урал». Рис. 36. Агрегат цементировочный ЦА-320 Технические характеристики цементировочных агрегатов: Монтажная база-шасси автомобиля КрАЗ-250 или Урал КрАЗ М Грузоподъемность, т 14, Мощность двигателя, квт Частота вращения вала двигателя, (об/мин), не более Насос цементировочный Поршневой насос НПЦ-32 Полезная мощность, квт 108 Ход поршня, мм 250 Наибольшее давление, МПа 32 Наибольшая подача, дм 3 /с 26 Вспомогательный двигатель ГАЗ-53 Мощность, квт, не более 51,5 Крутящий момент, квт, не более 205 Частота вращения вала двигателя: максимальная (об/мин) 46,6 рабочая (об/мин) 29 Насос водяной центробежный насос ЦНС ЦНС Частота вращения вала насоса, об/мин Подача, дм 3 /с Давление, МПа 1,54 1,65 Вместимость, м 3 : мерного бака 6,4 6,0 бака для цементного раствора 0,25 0,25 145

146 Манифольд (условный диаметр), мм: приемной линии цементировочного и водяных насосов 100 напорной линии цементировочного и водяных насосов 50 Масса агрегата полная, кг Агрегат кислотной обработки призабойной зоны скважины АНЦ-32/50 Агрегат АНЦ-32/50 (рис. 37) предназначен для транспортировки ингибиторной соляной кислоты и нагнетания в скважины технологических жидкостей при кислотной обработке призабойной зоны скважин. Агрегат предназначен для работы в умеренной и холодной микроклиматических зонах. Рис. 37. Агрегат кислотной обработки призабойной зоны скважины АНЦ-32/50 Технические характеристики кислотных агрегатов: Монтажная база Шасси автомобиля КрАЗ Насос высокого давления трехплунжерный горизонтальный Идеальная подача, л/с: наибольшая 12,8 12,5 наименьшая 3,5 2,24 Давление, МПа: наибольшее наименьшее 8,0 12,5 Привод насоса высокого давления от тягового двигателя автомобиля через раздаточную коробку, коробку отбора мощности и коробку передач агрегата Коробка передач двухскоростная двухвальная с косо-зубой цилиндрической передачей Емкость цистерны, м 3 7,5 146

147 Транспортируемая жидкость раствор ингибированной соляной кислоты (концентрация 8 21 %), а также в смеси с кислотами плавиковой (5 % от объема соляной кислоты) и уксусной (2 % в пересчете на 100%-ную соляную кислоту) Управление агрегатом централизованное из кабины автомобиля Условные проходы манифольда, мм: всасывающего 100 нагнетательного 50 Вспомогательный трубопровод (обвязка агрегата с устьем скважины), мм: условный проход 50 общая длина Скорость передвижения на прямолинейном участке шасси, км/ч Агрегат для депарафинизации АДПМ 12/150 Агрегат АДПМ (рис. 38) предназначен для депарафинизации призабойной зоны скважин горячей нефтью. Наличие технологических и вспомогательных трубопроводов дает возможность быстро подключать агрегат к скважине и емкости с нефтью. Агрегат легко запускается в работу, нефть нагревается до установленной температуры за 20 мин с момента пуска. На агрегате применена независимая трансмиссия привода основного насоса и топливного насоса с вентилятором, что обеспечивает при необходимости предварительный подогрев котла без запуска нагнетательного насоса. Агрегат выпускается на шасси Урал, КрАЗ и TATRA. 70 Рис. 38. Агрегат для депарафинизации АДПМ 12/

148 Технические характеристики агрегата для депарафинизации АДПМ 12/150: Производительность по нефти, м 3 /ч 12±0,5 Температура нагрева нефти, С: безводной 50±10 обводненной до 30 % 122±5 Нагреваемая среда нефть сырая Вязкость, СПЗ, не более 400 Давление рабочее, МПа (кгс/см 2 ) 16±1 (160±10) Топливо дизельное Расход топлива на нагрев нефти, кг/ч, не более 115 Нагнетательный насос трехплунжерный 1.3 ПТ-50Д2 Топливный насос шестеренчатый ШФ 0,6-25 Агрегат промывочнопродавочный ППА-200 Агрегат промывочно-продавочный ППА-20 предназначен для нагнетания различных не агрессивных жидких сред в скважине в процессе их текущего и капитального ремонта, а также при проведении других нефтепромысловых промывочнопродавочных работ. Агрегат выпускается на шасси КрАЗ-250 или КрАЗ Технические характеристики агрегата ППА-20: Монтажная база: КрАЗ грузоподъемность, т 14,575 мощность двигателя, квт 177 частота вращения вала двигателя, об/мин, не более 35 Насос НПЦ-32: полезная мощность, квт 91,9 наибольшее давление, МПа 32 ход поршня, мм 250 наибольшая подача, дм 3 /с 21,8 Вместимость цистерны, м 3 5 Уловный диаметр приемной линии насоса, мм 100 Условный диаметр напорной линии насоса, мм 50 Цистерна-кислотовоз Цистерна-кислотовоз АЦ-11К (рис. 39) предназначена для транспортирования раствора ингибрированной соляной кисло- 148

149 ты концентрацией до 21 % и подачи ее на прием насосной установки при кислотных обработках призабойной зоны скважин. Оборудование автоцистерны включает цистерну, насосный блок с трансмиссией, манифольд и другое оборудование, смонтированное на автошасси Урал Цистерна из коррозионно-стойкой (нержавеющей) стали Х18Н10Т имеет внутренние перегородки для гашения ударов транспортируемой жидкости при резких торможениях и ускорениях автоцистерны. На цистерне предусмотрена наливная горловина с дыхательным клапаном на крышке. Центробежный насос в кислотостойком исполнении серии X приводится от тягового двигателя автошасси через коробку отбора мощности, установленную на боковом люке коробки передач двигателя. Управление работой насосного блока осуществляется из кабины автошасси. По сравнению с кислотовозами, имеющими гуммированные емкости для перевозки кислот и максимальный срок службы 2 3 года, АЦ-11К с емкостью из нержавеющей стали Х18Я10Т служит 6 8 лет. Рис. 39. Цистерна-кислотовоз Установки смесительные Установки (рис. 40) предназначены для транспортировки сухих порошкообразных материалов, механически регулируемой подачи этих материалов винтовыми конвейерами и приготовления тампонажных растворов при цементировании нефтяных и 149

150 газовых скважин. Привод винтовых конвейеров от двигателя автомобиля через коробку отбора мощности, карданные валы. Рис. 40. Установка смесительная УС-50-14Кр Установки смесительные механические изготавливаются на шасси автомобилей КрАЗ и «Урал». Смесительные установки передвижные нефтепромысловые. Состоит из бункера, коробки отбора мощности, загрузочного и дозировочных винтовых конвейеров, смесительного устройства с щелевидной насадкой, централизованного поста управления установкой и другого вспомогательного оборудования. Регулировку плотности тампонажного раствора производят: изменением давления жидкости затворения перед щелевидной насадкой; изменением частоты вращения дозирующих винтовых конвейеров. Тонкую регулировку плотности раствора производят поворотом пробки крана ГРПП на требуемый угол. Стабильность плотности приготавливаемого тампонажного раствора достигается поддержанием постоянного давления перед щелевидной насадкой. Технические характеристики смесительной установки: Наибольшая производительность (для тамп. раствора 27 плотностью 1,85 г/см3), дм 3 /с Плотность приготовленного раствора, г/см 3 1,2 2,4 Максимальная масса транспортируемого материала по дорогам, т: с твердым покрытием 11,5 по остальным, включая участки бездорожья 9,5 150

151 Максимальная производительность по сухому цементу, т/ч: загрузочного винтового конвейера 15 расчетная дозирующих винтовых конвейеров 132 Осреднительная установка Предназначена для обработки тампонажного раствора в процессе его приготовления с целью обеспечения однородности параметров смеси по всему объему. Установка (рис. 41) используется на всех видах цементировочных работ, проводимых на буровых скважинах. Работает в комплекте с насосными агрегатами (типа УНБ 400x40), цементосмесительными установками (типа УС6-30) и цементировочными агрегатами (типа ЦА-320А). Конструкция установки позволяет использовать ее для приготовления буферных составов и жидкостей затворения. Установка осреднительная состоит из резервуара, коробки отбора мощности, перемешивающего устройства в виде двух ленточных мешалок и вспомогательного оборудования для подачи раствора непосредственно от цементно-смесительной установки, выдачи раствора, а также контроля объема раствора в резервуаре отборного устройства для замеров плотности. Резервуар установки сверху снабжен откидными крышками и площадкой с ограждениями для удобства обслуживания и ремонта. Рис. 41. Установка осреднительная 151

152 3.8. Блок манифольда Манифольд (линия нагнетания) это трубопровод высокого давления, предназначенный для транспортирования бурового раствора от бурового насоса до вертлюга. Он состоит из обвязки буровых насосов, трубной обвязки вышечного блока (стояка) и трубопровода, соединяющего вышечный блок с насосным блоком. Манифольд собирается из отдельных секций и соединяется быстроразъемными соединениями. Трубопроводы от буровых насосов подведены к запорно-распределительному устройству. Запорно-распределительное устройство представляет собой клапанный распределитель, который позволяет производить оперативное включение в работу бурового насоса (одного или одновременно двух) и его отключение, а также отсечение выходного канала насоса от общей магистрали. В запорнораспределительном устройстве в качестве затвора используется клапанная группа с бурового насоса. От запорнораспределительного устройства идут отводы к дистанционно управляемой задвижке (ДЗУ) и предохранительному клапану. Стояк соединяется с вертлюгом буровым рукавом. Пример конструкции манифольда для установки кустового бурения приведен на рис. 42. Рис. 42. Блок манифольда 152

153 3.9. Трубы, применяемые при реконструкции и восстановлении скважин Насосно-компрессорные трубы Насосно-компрессорные трубы (НКТ) предназначены для добычи жидкости и газа из скважин и проведения различных ремонтных работ. Условное обозначение труб должно включать: тип трубы (кроме гладких труб), условный диаметр трубы, толщину стенки, группу прочности и обозначение стандарта. Условное обозначение муфт включает: тип трубы (кроме муфт к гладким трубам), условный диаметр, группу прочности и обозначение стандарта. На наружной и внутренней поверхности труб и муфт не должно быть раковин, расслоений, трещин. Допускается вырубка и зачистка этих дефектов при условии, если их глубина не превышает предельного минусового отключения по толщине стенки. Заварка, зачеканка или заделка дефектных мест не допускается. На внутренней поверхности высаженных наружу концов труб с муфтами не должно быть более трех дефектных мест, протяженность каждого из которых по окружности не должна быть более 25 мм, ширина более 15 мм и глубина более 2 мм. На наружной и внутренней поверхности высаженных наружу концов безмуфтовых труб на расстоянии менее 85 мм от торца указанные выше дефекты не допускаются. На расстоянии свыше 85 мм не должно быть более трех дефектных мест, протяженность каждого из которых не должна быть более 1/3 длины окружности, ширина более 15 мм и глубина более 2 мм. В табл приводятся размеры НКТ, по ГОСТ , и муфт к ним. В табл. 16 и 17 приводятся прочностные характеристики НКТ и величины испытательных гидравлических давлений. 153

154 Условный диаметр труб, мм Таблица 13 Технические характеристики НКТ с высаженными наружу концами Наружный диаметр, мм Труба гладкая Внутренний диаметр, мм Толщина стенки, мм Масса 1 м, кг Наружный диаметр, мм Муфта Длина, мм Масса, кг 33 33,4 26,4 3,5 2,6 42,2 86 0,4 42 4,2 35,4 3,5 3,3 52,2 90 0, ,3 35,2 4,0 4,4 55,9 96 0, ,3 40,3 5,0 6,8 73, , ,0 50,3 5,5 9,2 88, , ,0 62,0 7,0 11,4 88, , ,9 75,9 6,5 13,2 108, , ,6 88,6 6,5 15,2 120, , ,3 100,3 7,0 18,5 132, ,1 Таблица 14 Технические характеристики НКТ с приварной муфтой Условный диаметр труб, мм Наружный диаметр, мм Труба гладкая Внутренний диаметр, мм Толщина стенки, мм Масса 1 м, кг Наружный диаметр, мм Муфта Длина, мм Масса, кг 60 60,3 50,3 5,0 6,8 73, , ,0 62,0 5,5 9,2 73, , ,0 59,0 7,0 11, ,9 75,9 6,5 13,2 108, , ,9 72,9 8,0 16, ,6 88,6 6,5 15,2 120, , ,3 100,3 7,0 18,5 132, ,4 Перед спуском в скважину НКТ (особенно в условиях применения штанговых насосов или наличия отложений парафина, солей, гипса) внутренний диаметр и общая изогнутость проверяются оправкой. Длина оправки 1250 мм, ее диаметры для различных НКТ приводятся в табл

155 Таблица 15 Технические характеристики зарубежных НКТ Труба с высаженными наружу концами Муфта Условный диаметр, мм Наружный диаметр, мм Внутренний диаметр, мм Толщина стенки, мм Наружный диаметр высаженной части, мм Длина высаженной части, мм Масса 1 м гладкой трубы, кг Увеличение массы трубы вследствие высадки обоих концов, кг 27 26,7 20,7 3,0 33,4 40 1,8 0,1 42,2 84 0, ,4 26,4 3,5 37,3 45 2,6 0,1 48,3 90 0, ,2 35,2 3,5 46,0 51 3,3 0,2 55,9 96 0, ,3 40,3 4,0 53,2 57 4,4 0,4 63, , ,3 50,3 5,0 65,9 89 6,8 0,7 77, , ,0 62,0 5,5 78,6 95 9,2 0,9 93, , ,0 59,0 7,0 78, ,4 0,9 93, , ,9 75,9 6,5 95, ,2 1,3 114, , ,9 72,9 8,0 95, ,0 1,3 114, , ,6 88,6 6,5 108, ,2 1,4 127, , ,3 100,3 7,0 120, ,5 1,6 141, ,3 Механические характеристики НКТ Наружный диаметр, мм Длина, мм Масса, кг Таблица 16 Услов- Толщина Давление для труб из стали группы прочности, МПа ный стенки, Д К Е Л М Р диаметр труб, м мм Исполнение А Исполнение Б 27 3,0 67,2 66,2 87,3 98,1 33 3,5 64,3 63,3 83,4 93,7 42 3,5 50,5 49,5 65,2 73,6 48 4,0 50,5 49,5 65,2 73,6 60 5,0 50,5 49,5 65,2 73,6 87,3 96,6 122,6 73 5,0 45,6 45,1 59,4 66,7 79,0 87,3 112,3 73 7,0 57,9 57,4 75,0 84,9 100,6 110,9 122,6 89 6,5 44,1 43,7 57,4 64,7 76,5 84,4 108,9 155

156 На каждой трубе на расстоянии 0,4 0,6 м от ее конца, снабженного муфтой (или раструбного конца труб НКБ), ударным способом или накаткой наносится следующая маркировка: условный диаметр труб в миллиметрах, номер трубы, группа прочности, толщина стенки в миллиметрах (для труб с условным диаметром 73 и 89 мм), наименование или товарный знак предприятия-изготовителя, месяц и год выпуска. Место нанесения маркировки обводится или подчеркивается устойчивой светлой краской. Таблица 17 Пределы выносливости НКТ Показатели Группа прочности Д К Е Л М Р Временное сопротивление 655 (638*) δ в, не менее МПа Предел текучести δ т МПа: не менее 373* не более *Для исполнения Б. Таблица 18 Технические характеристики оправки для проверки НКТ перед спуском в скважину Условный диаметр трубы, мм Толщина стенки, мм Наружный диаметр оправки, мм Условный диаметр трубы, мм Толщина стенки, мм Наружный диаметр оправки, мм 27 3,0 18,3 73 5,5 59,9 33 3,5 24,0 73 7,0 56,6 42 3,5 32,8 89 6,5 72,7 48 4,0 37,9 89 8,0 69,7 60 5,0 47, ,5 85, ,0 97,1 На каждой трубе рядом с маркировкой ударным способом или накаткой устойчивой светлой краской наносится маркировка: условный диаметр трубы в миллиметрах, группа прочности (для гладких труб с термоупрочненными концами дополнительно маркируется «ТУК»), толщина стенки в миллиметрах (для труб 156

157 с условным диаметром 73 и 89 мм), длина трубы в сантиметрах, масса трубы в килограммах, тип трубы (кроме гладких труб), вид исполнения (при поставке труб исполнения А), наименование или товарный знак предприятия-изготовителя. Таблица 19 Размеры труб и муфт к ним по стандартам Американского нефтяного института Труба гладкая Муфта Наружный диаметр, мм Внутренний диаметр, мм Толщина стенки, мм Масса 1 м гладкой трубы, кг Наружный диаметр, мм Длина, мм Диаметр расточки, мм Ширина торцевой плоскости, мм Диаметр торцевой плоскости, мм 26,6 21,0 2,87 1,68 33,4 81,0 28,3 1,6 30,0 0,23 33,4 26,6 3,38 2,50 42,2 82,6 35,0 2,4 37,8 0,38 42,2 35,1 3,56 3,38 52,2 88,9 43,8 3,2 47,2 0,59 48,3 40,9 3,68 4,05 55,9 95,2 49,9 1,6 52,1 0,56 60,3 51,8 4,24 5,87 73,0 108,0 61,9 4,8 66,7 1,28 60,3 50,6 4,83 6,60 73,0 108,0 61,9 4,8 66,7 1,28 60,3 47,4 6,45 8,56 73,0 108,0 61,9 4,8 66,7 1,28 73,0 62,0 5,51 9,18 88,9 130,2 74,6 4,8 81,0 2,34 73,0 57,4 7,82 12,57 88,9 130,2 74,6 4,8 81,0 2,34 88,9 77,9 5,49 11,29 108,0 142,9 90,5 4,8 98,4 3,71 88,9 76,0 6,45 13,12 108,8 142,9 90,5 4,8 98,4 3,71 88,9 74,2 7,34 14,76 108,8 142,9 90,5 4,8 98,4 3,71 88,9 69,9 9,52 18,65 108,8 142,9 90,5 4,8 98,4 3,71 101,6 90,1 5,74 13,57 120,6 146,0 103,2 4,8 111,1 4,34 114,3 100,5 6,88 6,88 132,1 155,6 115,9 4,8 123,2 4,89 Насосно-компрессорные трубы США изготавливают по стандартам Американского нефтяного института (АНИ) и соответствующей технической документации. НКТ, выпускаемые по техническим документам фирм, отличаются от стандартов АНИ резьбой трапецеидального профиля, уплотняющимися элементами типа «металл металл» в резьбовом соединении, цилиндрической двухступенчатой Масса, кг 157

158 резьбой, уплотняющими пластмассовыми кольцами в резьбовом соединении. В табл приводятся характеристики некоторых труб и муфт к ним по стандартам Американского нефтяного института. Таблица 20 Справочные данные для расчета колонны труб, насосно-компрессорные и обсадные трубы Показатели Условный диаметр, мм ,75 19,80 30,18 45,22 61,62 78,97 120,0 177,0 314,0 Площадь проходного сечения труб, см 2 Площадь поперечного сечения груб, см 2 5,56 8,68 11,66 16,82 19,41 23,58 36,0 43,0 62,0 Масса 1 м труб (гладких) с муфтами, кг Масса 1 м труб (с высаженными концами) с муфтами, кг 4,45 7,0 9,45 13,67 15,78 19,11 34,9 44,6 64,1 4,54 7,12 9,62 13,92 16,02 19,46 Примечания: 1. При определении массы 1 м насосных штанг и насосно-компрессорных труб с муфтами принята средняя длина одной штанги и одной трубы 8 м. 2. Для обсадных труб диаметром 141, 168 и 219 мм внутренний диаметр принят соответственно 125, 150 и 200 мм. Таблица 21 Предельная глубина спуска одноразмерной колонны НКТ в скважину, м По маркам стали Д К Е Л М Трубы гладкие

159 Окончание табл. 21 По маркам стали Д К Е Л М Трубы с высаженными наружу концами Трубы с высаженными наружу концами Таблица 22 Прочностные свойства сталей для изготовления НКТ Свойства Группа прочности стали Д К Е Л М Временное сопротивление, МПа 6,68 6,95 7,03 7,73 8,79 Предел текучести, МПа: не менее 3,87 4,15 5,62 6,68 7,73 не более 5,62 6,25 7,73 8,79 9,84 Относительное удлинение, %, не менее 14,30 13,86 13,00 12,30 10, Бурильные трубы При реконструкции и восстановлении скважин применяются трубы стальные с высаженными концами и приваренными к ним замками. Сортаментная характеристика бурильных труб приведена в табл. 23. Трубы проходят обязательные испытания: на растяжение, ударную вязкость, сплющивание. Возможно изготовление труб по API 5D групп Е75, Х95, G-105, S-195 с нанесением монограммы (лицензия 5Д-0055). Механические свойства приведены в табл

160 ТУ Трубы бурильные с приваренными замками Таблица 23 Сортаментная характеристика бурильных труб Условный наружный диаметр, мм Номер и наименование нормативного документа Толщина стенки, мм Группа прочности Тип замка Длина труб, м Тип высадки ПН60 7,11 Д, Е, ЗП ,9 6,3 Л,М ПН73 9,19 Д,Е ЗП ПН73 9,19 Л, М ЗП ПН89 9,35 Д,Е ЗП ПН89 9,35 Л ЗП ПН89 9,35 М ЗП ПН89 9,35 Р ЗП ПВ102 8,38 Д,Е ЗП ПК ,56 Д.Е ЗП ПК114,3 8,56 Л,М ЗП ПК114,3 10,92 Д,Е ЗП ПК ,92 Л ЗП ПК ,92 М ЗП ПК127 9,19 Д,Е ЗП ПК127 9,19 Л ЗП ТУ ПК127 9,19 М ЗП ПК127 12,70 Д,Е ЗП ПК127 12,70 Л ЗП ПК127 12,70 М ЗП ТУ Трубы бурильные с приваренными замками уменьшенного диаметра БК-114 ТУ Трубы бурильные, диаметром 73 мм с приваренными замками БК-73 8,0 8,6 11,9 12,5 Высадка комбинированная, наружная и внутренняя БК ,6 Д, Е, Л, ЗП /76 8,0 8,6; М 9,0 9,45; 10,9 Д,Е ЗП /70 11,9 12,5 10,9 Л ЗП /70 Высадка комбинированная, наружная и внутренняя 73 9,0 Д,Е ЗП-92 5,9 6,3: 8,0 8,6 9,0 9,45; 11,9 12,5 Высадка комбинированная 160

161 Окончание табл ТУ ,5 Д,Е ТТ ,0 10,0 93. Трубы для капитального ремонта скважин 6,5 Д, Е, Л ТТ Высадка комбинированная, наружная и внутренняя ТУ Трубы бурильные, диаметром 73 и 89 мм с приваренными замками ТУ Трубы бурильные, диаметром 127 мм с приваренными замками БК-127 ТУ Трубы бурильные, диаметром 73 и 89 мм с приваренными замками ТУ Трубы бурильные с высаженными внутрь концами БК73 7 Д ЗП ,0 8,4 БК73 9 Д, Е, ЗП-105М-45 Л,М БК73 9,19 Д, Б, Л ЗП-105М-54 БК73 9,19 Д, Е,Л ЗП-105М-51 БК73 9,19 М ЗП-105М-50 БН76 8,5 Д,Е ЗП-105М-54 БВ89 8,0 Д,Е ЗП-108М-45 БН89 6,5 Д,Е ЗП-121М-73 БН89 8,0 Д.Е.Л ЗП-121М-68 9,0 9,45 11,9 12,5 Высадка комбинированная, наружная и внутренняя 127 9,2 Д,Е ЗП ,0 8,6; 9,2 Л ЗП ,2 М ,7 Д,Е ЗП ,7 Л ЗП ,0 9,45 11,9 12,5 Высадка комбинированная 73 5,5 Д,Е ЗП ,9 6,5; 73 5,5 Л ЗП ,0 8, Д,Е ЗП ,0 9,45; 89 6,5 Д.Е ЗП ,9 12,65 Высадка наружная 73 7,0 Д, К, Е, Л 9,0 Д, К, Е,Л 6,0 6,6; 8,0 8,6; 11,5 12,4 Высадка внутренняя Таблица 24 Механические свойства бурильных труб Показатели Временное сопротивление σ в, Н/мм 2, не менее Предел текучести σ т, Н/мм 2, не менее Группа прочности Д К Е Л М 655,0 689,0 689,0 724,0 792,0 379,0 490,0 517,0 655,0 724,0 161

162 Окончание табл. 24 Показатели Группа прочности Д К Е Л М Не более 724,0 862,0 930,0 Относительное удлинение δ, %, не менее 16,0 14,0 14,0 14,0 12,0 Относительное сужение ψ, не менее 50,0 50,0 50,0 50,0 45,0 Ударная вязкость, Дж/см 2 (кг см/см 2 ) KCU, не менее 69,0 (7) 69,0 (7) 69,0 (7) 69,0 (7) 69,0 (7) KCV, при 60 С 39,2 (4) 39,2 (4) 39,2 (4) 39,2 (4) 39,2 (4) Забойные гидравлические двигатели для реконструкции и восстановления скважин Винтовые забойные двигатели Винтовые забойные двигатели (ВЗД) Д-85; Д-105, Д-106 и ДР-106 предназначены для бурения скважин, в том числе боковых стволов, и проведения ремонтно-восстановительных работ в эксплуатационных колоннах с использованием в качестве рабочей жидкости технической воды или бурового раствора плотностью не более 1,3 г/см 3 при забойной температуре не более 100. Двигатели хорошо зарекомендовали себя во многих регионах России и по отзывам потребителей имеют наработку на отказ до 300 ч. Для бурения прямых участков скважин используется двигатель Д-106, в котором торсион размещен внутри ротора, что сокращает длину и массу двигателя. Для наклонно направленного бурения применяют двигатель ДО-106 вариант с жестким кривым переводником или ДР-106 с регулируемым на буровой кривым переводником. Для повышения долговечности опорные поверхности кривых переводников имеют «пятку», армированную твердосплавными зубками. Двигатели могут комплектоваться рабочими органами с различной заходностью. Исходя из конкретных условий бурения и типа породоразрушающего инструмента выбирается рабочая пара с требуемой частотой вращения. 162

163 По принципу действия винтовой забойный двигатель представляет собой планетарно-роторную гидромашину объемного типа с внутренним косозубым зацеплением рабочих органов. Основные детали двигателя статор и ротор. Статор выполнен в виде стального корпуса с концевыми резьбами, к расточке которого привулканизована резиновая обкладка, имеющая на внутренней поверхности винтовые зубья левого направления. Стальной ротор имеет наружные винтовые зубья также левого направления, число которых на единицу меньше, чем у статора. Ось ротора смещена относительно статора на величину эксцентриситета, равную половине высоты зуба. Шаги винтовых поверхностей ротора и статора пропорциональны числу зубьев этих деталей. Специальный профиль зубьев ротора и статора обеспечивает непрерывный контакт и образование замыкающихся по длине шага статора единичных рабочих камер. Технические характеристики винтовых забойных двигателей приведены в табл. 25, 26. Жидкость, поступающая в двигатель от насосов установки ремонта скважин, пройдет к долоту в том случае, если ротор двигателя проворачивается внутри обкладки статора, обкатываясь по его зубьям, под действием неуравновешенных гидравлических сил. При этом ротор совершает планетарное движение: геометрическая ось ротора вращается относительно оси статора против часовой стрелки, сам ротор поворачивается по часовой стрелке. За счет разности в числе зубьев ротора и статора переносное вращение редуцируется в абсолютное с передаточным числом, равным числу зубьев ротора, что обеспечивает сниженную выходную скорость вращения и высокий крутящий момент двигателя. Планетарное движение ротора преобразуется в соосное вращение вала шпинделя при помощи карданного вала, передающего крутящий момент и гидравлическую осевую нагрузку от ротора. 163

164 Технические характеристики ВЗД Таблица 25 Параметр Диаметр применяемых долот, мм Максимально допустимая нагрузка на долото, кгс Максимально допустимый момент на корпусные детали, кгc м Присоединительная резьба к бурильным трубам Максимальный диаметр шпиндельной секции, мм Максимальный диаметр статора, мм Модель Д-43РС Д1-75РС УД-95РС ДОТ3-106РС ДРУ1-120РС Д1-172РС ДРУ1-195РС ДРУ1-240РС 49,0 69,9 83,0 98,4 114,3 124,0 120,6 149,2 151,0 177,8 190,5 250,8 215,9 269,9 285,8 660, З З-65 З-66 З-73 З-76 З-66 З-73 З-86 З З-102 З-133 З-147 З З-147 З-152 З-163 З-171 Длина двигателя, мм Масса двигателя, кг

165 Таблица 26 Технические характеристики малогабаритных забойных двигателей Типоразмер ТГ-124 ТШ-108Б ТВ1-102 Параметры турбинные секции турбинные секции турбинные секции Наружный диаметр, мм Общая длина, мм Масса, кг Диаметр долота, мм 139,7 158,7 139,7 158,7 120, , Присоединительные резьбы: к долоту к бурильным трубам Расход жидкости, плотностью 1000 кг/м 3, л/с Частота вращения, об/мин Момент силы, Н м Перепад давлений, МПа 8,9 9,3 9,4 9,0 9,0 12,0 Карданный вал состоит из двух двойных зубчатых шарниров, заполненных консистентной смазкой, и промежуточной трубы. Шарниры с трубой в двигателе Д-85 ротором и муфтой шпинделя соединяются посредством конических сопряжений с плоскими хвостовиками. Шпиндель двигателя включает осевой многоступенчатый подшипник качения и радиальные резино-металлические опоры Малогабаритные турбобуры Турбобур представляет собой многоступенчатую гидравлическую турбину, к валу которой непосредственно или через редуктор присоединяется долото. Каждая ступень турбины состоит из диска статора и диска ротора. В статоре, жестко соединенном с корпусом турбобура, поток бурового раствора меняет свое направление и поступает в ротор, где отдает часть своей гидравлической мощности на вращение лопаток ротора 165

166 относительно оси турбины. При этом на лопатках статора создается реактивный вращающий момент, равный по величине и противоположный по направлению вращающему моменту ротора. Перетекая из ступени в ступень, буровой раствор отдает часть своей гидравлической мощности каждой ступени. В результате вращающие моменты всех ступеней суммируются на валу турбобура и передаются долоту. Технические характеристики турбобуров приведены в табл. 27. Таблица 27 Технические характеристики турбобуров и турбобуров-отклонителей Параметры Модели А6Ш Т12МЗЕ-172 3ТСШ1-172 Диаметр корпуса наружный, мм Длина, мм Масса, кг Количество ступеней в турбобуре, шт Расход рабочей жидкости, л/с Частота вращения вала, с 1 (об/мин) 7,8 9,8 ( ) 10,5 11,7 ( ) 8,3 10,5 ( ) Перепад давлений, МПа 4,3 6,6 2,85 3,5 5,7 8,8 Момент силы на выходном валу, Н м Рекомендуемые диаметры применяемых долот, мм 190,5 190,5 215,9 190,5 215,9 Присоединительные резьбы по ГОСТ : к бурильным трубам к долоту З-121 З Ловильный, режущий и вспомогательный инструменты Инструменты, предназначенные для ловли (захвата) и извлечения из скважины бурильных и НКТ, штанг, тартального каната, каротажного кабеля и других элементов оборудования, называют ловильными. Конструкции их чрезвычайно разнообразны. 166

167 Метчики Универсальный эксплуатационный метчик МЭУ (рис. 43, а, рис. 44) предназначен для захвата с последующим извлечением оставшейся в скважине колонны насосно-компрессорных труб, оканчивающихся муфтой, путем врезания ввинчиванием во внутреннюю поверхность трубы и муфты. Ловильная резьба универсального метчика специального профиля, конусностью 1:8. Выпускается с правой и левой резьбой. Специальный эксплуатационный метчик МЭС (рис. 43, б, рис. 45) предназначен для захвата с последующим извлечением оставшейся в скважине колонны насосно-компрессорных труб (гладких и высаженных), оканчивающихся муфтой, путем врезания ввинчиванием в резьбу муфты. Ловильная резьба метчиков с профилем и размерами резьбы соответствующей насоснокомпрессорной трубы, конусностью 1:16. Рис. 43. Ловильные метчики: а универсальный типа МЭУ; б специальный типа МЭС; 1 присоединительная резьба; 2 ловильная резьба Рис. 44. Ловильный метчик универсальный типа МЭУ Рис. 45. Ловильный метчик типа МЭС 167

168 Ловильные метчики для колонн бурильных труб универсальные МБУ и специальные МСЭ изготовляют с резьбой под направление. Ловильная резьба универсального метчика специального профиля, конусностью 1:16, а специального метчика с профилем и размерами резьбы соответствующего ниппеля замка бурильных труб, конусностью 1:4 и 1:6. В остальном универсальные и специальные метчики по конструкции аналогичны метчикам для насосно-компрессорных труб. Метчики ЛМ (рис. 46) ловильные предназначены для захвата путем ввинчивания во внутреннюю поверхность и последующего извлечения трубчатых элементов колонн при проведении ловильных работ в нефтяных, газовых и геологоразведочных скважинах. Метчик ЛМ представляет собой патрубок, в верхней части которого выполнена присоединительная резьба, в нижней части резьба с конусностью 1:16. Метчики изготавливаются из кованой легированной стали. В зависимости от условий применения метчики могут иметь различные конструктивные исполнения. Выпускаются с правой и левой резьбой. Метчики ловильные гладкие ЛМГ Метчики ловильные гладкие ЛМГ (рис. 47) предназначены для захвата и извлечения муфт, замков или других предметов, имеющих в верхней части цилиндрическое отверстие. Захват производится путем запрессовки метчика в отверстие ловимого предмета. Метчик ловильный гладкий ЛМГ представляет собой патрубок, в верхней части которого выполнена присоединительная резьба, в нижней части находится коническая ловильная поверхность с конусностью 1:64. Метчики изготавливаются из кованной легированной стали. Метчик ловильный МБУ (рис. 48) предназначен для захвата и последующего извлечения оставшейся в скважине бурильной колонны путем врезания ввинчиванием в тело утолщенных элементов извлекаемой колонны. Предназначены для работы во всех макроклиматических районах по ГОСТ , ТУ (МБУ). 168

169 Рис. 46. Метчик ЛМ ловильный Рис. 47. Метчик ловильный гладкий ЛМГ Рис. 48. Метчик ловильный МБУ Ловильные колокола Колокола ловильные (рис ) предназначены для извлечения оставшейся в скважине колонны бурильных или насосно-компрессорных труб. Захват происходит навинчиванием колокола на наружную поверхность труб. Рис. 49. Ловильные колокола: а несквозной типа К; б сквозной типа КС; 1 - присоединительная резьба к колонне; 2 ловильная резьба; 3 присоединительная резьба к воронке Рис. 50. Колокола ловильные ЛК, К 169

170 Рис. 51. Колокол КС Рис. 52. Колокол ЛКН Рис. 53. Колокол ЛКГ Ловильные колокола по назначению подразделяются на несквозные К и сквозные КС. Сквозные колокола обеспечивают возможность пропуска сквозь корпус колокола сломанного или безмуфтового конца ловимой трубы с последующим захватом путем нарезания резьбы на наружной поверхности замков или муфты. Все колокола изготовляют правыми и левыми. Правые колокола применяют для извлечения колонны правых труб целиком и левых труб по частям (отвинчиванием); левые колокола для извлечения колонны левых труб целиком и правых труб по частям. Колокола ловильные ЛК, К предназначены для захвата с поседующим извлечением оставшейся в скважине колонны бурильных или насосно-компрессорных труб путем врезания навинчиванием на их наружнюю поверхность. Полный установленный ресурс по числу нарезаний 2 раза. Предназначены для работы во всех макроклиматических районах по ГОСТ , ТУ Колокол ЛК, К представляет собой патрубок, в верхней части которого выполнена присоединительная резьба, в нижней части внутренняя ловильная резьба с конусностью 1:

171 Колокола ЛК, К изготавливаются из кованой легированной стали. В зависимости от условий применения колокола могут иметь различные конструктивные исполнения. Колокола КС предназначены для захвата путем навинчивания на наружную поверхность муфт, замков или высадки (при этом сломанная или нарушенная верхняя часть трубы пропускается через колокол) и последующего извлечения бурильных, насосно-компрессорных или обсадных колонн при проведении ловильных работ в нефтяных, газовых и геологоразведочных скважинах. Колокол наборный ЛКН-122 предназначен для захвата путем навинчивания на наружную поверхность и последующего извлечения цилиндрических элементов колонн при проведении ловильных работ в нефтяных, газовых и геологоразведочных скважинах. Ловильный колокол наборный ЛКН-122 состоит из переводника, воронки и вставки. Момент от переводника к вставке передается через пазы на торце переводника и вставки. Вставки могут изготавливаться с различными диаметрами ловильной резьбы, что расширяет диапазон применения колокола. Колокол ловильный ЛКГ предназначен для захвата и извлечения муфт, замков или других предметов, имеющих в верхней части цилиндрическое сечение. Захват производится путем напрессовки на наружную поверхность. Колокол ловильный ЛКГ представляет собой патрубок, в верхней части которого выполнена присоединительная резьба, в нижней части находится коническая ловильная поверхность с конусностью 1:64. Колокола изготавливаются из кованной легированной стали Труболовки Труболовки предназначены для захвата насоснокомпрессорных, бурильных и обсадных труб и извлечения их целиком или по частям из нефтяных и газовых скважин при аварийных ловильных работах. 171

172 Захват осуществляется путем заклинивания выдвижных плашек между внутренней или наружной поверхностью захватываемой трубой и стержнем или корпусом труболовки. По характеру захвата труб труболовки подразделяются на две группы: внутренние (для захвата за внутреннюю поверхность) и наружные. Кроме того, труболовки подразделяются на неосвобождающиеся и освобождающиеся (при необходимости освобождение инструмента от захваченных труб в скважине производится после захвата и фиксации плашек в сомкнутом положении). Труболовки спускают в скважину на колонне бурильных труб. Внутренние и наружные освобождающиеся труболовки исполнения и со спиральным захватным устройством состоят из механизмов захвата и освобождения, а внутренние неосвобождающиеся только из механизма захвата. Труболовка внутренняя освобождающаяся типа ТВМ (рис. 54) изготовляется в двух исполнениях: исполнение I упирающаяся в торец захватываемой колонны; исполнение II заводимая внутрь захватываемой колонны на любую глубину. Труболовки изготовляют с резьбами левого направления, они могут извлекать колонны труб как целиком, так и по частям, предварительно отвинчивая. По заказу потребителя труболовки исполнения I могут быть изготовлены с правыми резьбами. Механизм захвата шестиплашечный, состоит из плашек, стержня и наконечника. В труболовках ТВМ 60-1 механизм захвата одноплашечный, состоит из стержня с гребенчатой насечкой, плашки и клина. Механизм освобождения включает в себя тормозной башмак, ниппель, фиксатор, корпус и плашкодержатель, обеспечивающий синхронное перемещение плашек по наклонным плоскостям, а также удержание плашек в крайнем верхнем или сомкнутом (при освобождении) положении. В труболовке ТВМ60-1 функцию плашкодержателя выполняет поводок, ввинчиваемый в верхний торец плашки и после освобождения удерживающий плашку в сомкнутом положении. 172

173 Рис. 54. Труболовка внутренняя, освобождающаяся типа ТВМ: а исполнение ; б исполнение ; 1 корпус; 2, 8 фиксаторы; 3 стержень; 4 ниппель; 5 плашкодержатель; 6 плашка; 7 нижний стержень; 9 пластинчатые пружины; 10 поводок; 11 стержень с зубьями Труболовки внутренние освобождающиеся ТВМ предназначены для извлечения из скважины целиком или по частям аварийной колонны насосно-компрессорных, бурильных или обсадных труб при проведении ловильных работ. Захват производится за внутреннюю поверхность трубы. Конструкция труболовок ТВМ обеспечивает возможность освобождения от аварийного объекта при невозможности извлечения его из скважины. Труболовки ТВМ имеют промывочное отверстие для восстановления циркуляции через аварийную колонну. Изготавливаются правого и левого исполнения. Труболовка внутренняя неосвобождающаяся типа ТВ (рис. 55) изготавливается с резьбами правого и левого направ- 173

174 лений. Труболовки с резьбами правого направления могут захватывать и извлекать колонну труб целиком, а труболовки с резьбами левого направления отвинчивать и извлекать их по частям. Рис. 55. Труболовка внутренняя неосвобождающая типа ТВ: а, б в сборе без центрирующего приспособления; в в сборе с центрирующим приспособлением (направление с вырезом); г в сборе с центрирующим приспособлением (направление с воронкой): 1 переходник; 2 стержень; 3 плашка; 4 клин; 5 плашкодержатель; 6 наконечник; 7 специальный переводник; 8 направление с вырезом; 9 направление; 10 воронка Механизм захвата труболовок шестиплашечный; состоит из стержня, плашкодержателя, плашки и наконечника. В труболовках ТВ и ТВ механизм захвата одноплашечный, состоит из стержня с гребенчатой насечкой, плашки и клина. Конструкция труболовки позволяет освобождать их от захваченных труб на устье скважины без проведения сварочных работ. 174

175 Труболовка внутренняя спиральная типа ТВС (рис. 56) предназначена для захвата и извлечения бурильных, обсадных и насосно-компрессорных труб диаметром , 127, 140, 146, 147 мм из скважин при ликвидации аварий. Труболовка ТВС состоит из корпуса 1 с винтовой нарезкой, на которой установлена захватная втулка 2 с зубчатой нарезкой на наружной поверхности. На нижнем конце корпуса закреплен наконечник 4 с упорным кольцом 3. Рис. 56. Труболовка внутренняя спиральная типа ТВС: 1 корпус; 2 втулка захватная; 3 кольцо упорное; 4 наконечник Рис. 57. Труболовка внутренняя плашечного типа ТВ, ТВУ, ТВП Конструкция труболовки ТВС позволяет герметизировать соединение с аварийной колонной, осуществлять промывку труб и восстанавливать циркуляцию промывочной жидкости, при необходимости легко освобождаться от захваченных труб. Труболовки внутренние ТВ, ТВУ, ТВП (рис. 57) предназначены для извлечения из скважин целиком или по частям аварийных колонн насосно-компрессорных, бурильных или обсадных труб при проведении ловильных работ. Захват производится за внутреннюю поверхность трубы. Труболовки внутренние ТВ из- 175

176 готавливаются правого и левого исполнения, с удлиненной конструкцией У (увеличено количество плашек с целью улучшения сцепления труболовки с трубой), с промывочным отверстием П (для восстановления циркуляции через аварийную колонну). Выпускаются труболовки других типов, например, труболовки наружные освобождающие ТНОС и ТНС, труболовки внутренние типа 73 ВТ 60-64, ТВР и т.д. «Ижнефтемаш», кроме оригинальных труболовок, производит комплект ловильного инструмента, который позволяет захватывать и извлекать из скважин насосно-компрессорные трубы, скважинные насосы, забойные двигатели, насосные штанги, штоки сальниковые устьевые, электрические центробежные насосы, а также одновременно извлекать НКТ и насосные штанги при ликвидации аварии. Рис. 58. Труболовка наружная ТН, ТНЗ, ТНС Рис. 59. Труболовка наружная муфтовая освобождаемая ТМО Рис. 60. Труболовка наружная муфтовая освобождаемая модифицированая ТМОм Труболовки наружные ТН, ТНЗ, ТНС (рис. 58) предназначены для извлечения из скважин целиком или по частям аварийных колонн насосно-компрессорных или бурильных труб 176

177 при проведении ловильных работ. Захват цангового типа захватывает за наружную поверхность, муфту или высадку трубы. Изготавливаются правого и левого исполнения. ТНЗ труболовка наружная замковая. Типоразмеры: ТН-92, ТН-114/60/48, ТН-146, ТН-168, ТН-122/33/48-01, ТН-122/33/48-02, ТН-122/60/73/89, ТНС-60, ТНС-73, ТНС-89, ТНС-102,ТНС-114, ТНС-127, ТНС-140, ТНС- 147, ТНС-168, ТНЗ. Труболовка наружная муфтовая освобождаемая ТМО (рис. 59). Труболовка наружная механическая освобождающаяся ТМО предназначена для захвата за муфту или высадку и подъема целиком аварийной колонны насоснокомпрессорных, бурильных труб диаметром 60 или 73 мм. Труболовка ТМО имеет надежный захватный механизм, предотвращающий ложное освобождение аварийного инструмента при подъеме. Конструкция труболовки обеспечивает освобождение от аварийного объекта при невозможности извлечения его из скважины. Изготавливаются правого и левого исполнения. Труболовка наружная муфтовая освобождаемая модифицированая ТМОм (рис. 60). Труболовка наружная механическая освобождающаяся модифицированная ТМОм предназначена для захвата за муфту или высадку и подъема целиком или по частям аварийной колонны насосно-компрессорных, бурильных труб диаметром 60 или 73 мм. Труболовка аналогична ТМО , но имеется возможность передачи крутящего момента аварийной колонне труб. Изготавливаются правого и левого исполнения. Труболовки наружные ТМО, ТМОм изготовляется с правой и левой присоединительной резьбой. Присоединительная резьба изготовляется по решению заказчика Овершот Овершот (рис. 61) с запорной втулкой предназначен для залавливания за муфту насосно-компрессорных труб диаметром 60, 70 и 89 мм в колонне 5 и 6 дюймов. 177

178 Рис. 61. Овершот: 1 переводник; 2 упор; 3 клапан; 4 пружина; 5 штифт; 6 запорная втулка; 7 корпус; 8 овершот; 9 направляющая Принцип работы: муфта НКТ, пройдя через овершот, упирается в клапан 3. Клапан, передвигаясь вверх, срезает штифт 5, и запорная втулка 6 падает на овершот 8. Жидкость с НКТ сливается через сливные отверстия упора 2 и клапана 3. Когда аварийных труб в скважине мало, определяем, заловились аварийные НКТ или нет по давлению в НКТ, для чего разгружаем инструмент; отверстия в клапане закроются за счет конусной посадки клапана и перекрытия отверстий А и Б. Давление в НКТ возрастает. Овершоты сменные. Освобождающиеся овершоты типа ОВ и ОВТ (рис. 62). Основное назначение это захват цилиндрических элементов в скважине за наружную поверхность с их последующим извлечением. Овершот состоит из корпуса, воронки, переводника, набора спиральных или цанговых захватов с направляющими втулками. Спиральные захваты используются при извлечении колонн, верхняя часть которых имеет максимальный диаметр для применяемого типоразмера овершота. В остальных случаях применяются цанговые захваты. Также цанговые захваты можно использовать совместно с фрезерующими направляющими, которые позволяют очищать захватываемый объект от различных отложений и заусениц. Захват овершотом осуществляется благодаря наличию конических, спиральных поверхностей на внутренней по- 178

179 верхности корпуса и наружной поверхности цангового или спирального захватов, которая с ней взаимодействует. Рис. 62. Овершот типа ОВ и ОВТ Освобождающиеся овершоты с коротким захватом типа ОК и ОКТ (рис. 63). Основное назначение захват трубчатых элементов аварийного оборудования, при ограниченном доступе к ним в затрубном пространстве. Рис. 63. Овершот типа ОК и ОКТ 179

180 В отличие от обычных овершотов, процесс сборки рабочих элементов осуществляется через верхний переводник. Возможность извлечения элементов колонн с коротким участком, пригодным для захвата, обеспечивает близкое расположение цангового захвата к нижнему торцу овершота. Захват овершотом осуществляется благодаря наличию конических, спиральных поверхностей на внутренней поверхности корпуса и наружной поверхности цангового или спирального захватов, которая с ней взаимодействует Ловители Ловильный инструмент неосвобождающего плашечного типа предназначен для ловли и извлечения насосных штанг и насосно-компрессорных труб из эксплуатационной колонны. Ловители изготовляют с резьбой левого направления, их применяют с центрирующими приспособлениями (воронками). Ловители ЛКШ-114 (рис. 64) предназначены для ловли, отвинчивания и извлечения (целиком или по частям) насосных штанг за тело или муфту в эксплуатационной колонне, а также недеформированных насосно-компрессорных труб диаметром до 48 мм. Рис. 64. Ловитель ЛКШ-114 Ловитель состоит из корпуса 4, удлинителя 1, плашкодержателей 3 и 6, пружины 2, плашек 5 и 8, винта 7 и стопорного винта 9. К верхней части корпуса ловителя прикреплен удлинитель, а к нижней воронка 10. В верхней и нижней частях кор- 180

181 пуса на внутренней поверхности предусмотрены специальные пазы с профилем сечения типа «ласточкин хвост», в которых сверху расположены плашки для ловли штанг за тело, а снизу плашки для ловли штанг за муфту. Плашки перемещаются в корпусе синхронно с помощью специальных плашкодержателей, соединенных между собой винтами, и пружины. Ловитель ЛКШТ-136 (рис. 65) предназначен для ловли и извлечения насосно-компрессорных и насосных штанг (отдельных или расположенных в несколько рядов) из эксплуатационной колонны. Рис. 65. Ловитель ЛКШТ-136 Ловитель состоит из трех захватных ярусов: нижнего для захвата насосно компрессорных труб диаметром 73 мм и пучка насосных штанг; среднего для захвата насоснокомпрессорных труб диаметром 48 и 60 мм и насосных штанг за муфту; верхнего для захвата насосных штанг за тело. Штанголовитель типа ШК (рис. 66) предназначен для извлечения оставшейся в скважине колонны насосных штанг и устьевых штоков. Штанголовители типа ШК выпускают в двух исполнениях: 1 для захвата за тело, муфту или головку насосной штанги; 2 для захвата за муфту или головку насосной штанги. Штанголовители изготовляют с резьбой правого направления; их применяют с центрирующим приспособлением (воронкой). Штанголовитель состоит из переводника 1, нижнего 6 и верхнего 2 корпусов, соединенных между собой резьбой, нижней 7 и верхней 3 пружин, направляющего винта 3, цанги 5, вилки 4, плашек 5 и воронки

182 На внутренней конической поверхности верхнего корпуса предусмотрена вилка с плашками для ловли штанг за тело. Плашки, перемещающиеся внутри корпуса на перьях вилки, удерживаются в крайнем нижнем положении с помощью верхней пружины. Рис. 66. Штанголовитель типа ШК: а исполнение 1; б исполнение 2 В стенке нижнего корпуса имеются три сквозных паза 12 для выхода перьев цанги и байонетный паз 11 для перемещения направляющего винта. Цанга, вставленная в нижний корпус, предназначена для захвата штанг за муфту или головку. При подъеме ловителя цанга подхватывает штангу под муфту или головку и, не вращаясь, движется вниз до упора в бурт нижнего корпуса. При этом головка направляющего винта из крайней верхней точки перемещается в вертикальный участок байонетного паза и удерживает цангу от вращения. Штанголовители спускают в лифтовые насосно-компрессорные трубы на колонне насосных штанг. Ловители штанг плунжерного типа предназначены для ловли отвернувшихся или оборвавшихся, но не прихваченных 182

183 насосных штанг внутри насосно-компрессорных труб при текущем ремонте скважин. Ловители предназначены для работы во всех макроклиматических районах. При спуске ловителя ЛШПМ высаженная часть (или муфта) верхней штанги ловимой колонны поднимает вилку и свободно проходит вверх, после чего пластинчатая пружина возвращает вилку в горизонтальное положение. При движении ЛШПМ вверх высаженная часть штанги ложится на вилку, прижимая ее к корпусу ловителя, и ловимая колонна штанг поднимается вместе с ловителем. Ловитель штанг ЛШУ Ловитель штанг универсальный ЛШУ (рис. 67) предназначен для ловли штанг в колонне насосно-компрессорных труб с захватом (упором) за элементы резьбового соединения муфту, упорный и опорные бурты на головке штанги при наличии в НКТ значительных АСП отложений. Ловители ЛШУ предназначены для работы во всех макроклиматических районах. Рис. 67. Ловитель штанг ЛШУ Ловитель ЭЦН типа ЛЦН, ЛЦНЛ. Ловители ЭЦН типа ЛЦН, ЛЦНЛ (рис. 68) предназначены для ловли электрического центробежного насоса за ловильную головку или корпус насоса в эксплуатационной колонне. Ловители изготавливаются правого и левого исполнения Ловильные удочки Ловильные удочки подразделяются на нешарнирные и шарнирные. Рис. 68. Ловители ЭЦН типа ЛЦН, ЛЦНЛ 183

184 Нешарнирные: Удочка-крючок УК1-168 (рис. 69) предназначена для ловли внутри эксплуатационной колонны диаметром 168 мм и извлечения из нее тартальных канатов диаметром не более 19 мм и каротажных кабелей диаметром не более 22,8 мм. Удочка-крючок УК1-168 представляет собой цельнокованый стержень 3 круглого сечения, заостренный на нижнем конце и соединяющийся при помощи резьбы на верхнем конце с переводником 1, служащим для соединения с колонной бурильных труб. К стержню присоединяются крючки 4 специальный формы, при которых производится захват каната или кабеля (крючки привариваются к стержню). Удочка-крючок УК1-168 изготавливаются левыми и правыми с соответствующим направлением присоединительных резьб и крючков. Удочка однорогая УО1-168 (рис. 70) предназначена для ловли внутри эксплуатационной колонны диаметром 168 мм и извлечения из нее тартальных канатов диаметром не более 19 мм и каротажных кабелей диаметром не более 22,8 мм. Удочка однорогая УО1-168 представляет собой цельнокованый стержень 3 круглого сечения, заостренный на нижнем конце и соединяющийся при помощи резьбы на верхнем конце с переводником 1, служащим для соединения с колонной бурильных труб. К стержню присоединяются крючки 4 специальный формы, при которых производится захват каната или кабеля (крючки привариваются к стержню). Удочка-крючок УО1-168 изготавливаются левыми и правыми с соответствующим направлением присоединительных резьб и крючков. Удочка однорогая с промывочным каналом УОП1-168 (рис. 71) предназначена для ловли внутри эксплуатационной колонны диаметром 168 мм и извлечения из нее тартальных канатов диаметром не более 19 мм и каротажных кабелей диаметром не более 22,8 мм. 184

185 Удочка однорогая с промывочным каналом УОП1-168 представляет собой цельнокованый стержень 3 круглого сечения, заостренный на нижнем конце и соединяющийся при помощи резьбы на верхнем конце с переводником 1, служащим для соединения с колонной бурильных труб. К стержню присоединяются крючки 4 специальный формы, при которых производится захват каната или кабеля (крючки привариваются к стержню). Нешарнирные удочки однорогие с промывочным каналом УОП1-168 изготавливаются левыми и правыми с соответствующим направлением присоединительных резьб и крючков. Удочка однорогая с промывочным каналом УООП1-168 (рис. 72) предназначена для ловли внутри эксплуатационной колонны диаметром 168 мм и извлечения из нее тартальных канатов диаметром не более 19 мм и каротажных кабелей диаметром не более 22,8 мм. Рис. 69. Удочка-крючок УК1-168 Рис. 70. Удочка однорогая УО1-168 Рис. 71. Удочка однорогая с промывочным каналом УОП1-168 Рис. 72. Удочка однорогая с промывочным каналом УООП

186 Рис. 73. Удочка шарнирная УШ1-168 Удочка однорогая с промывочным каналом УООП1-168 представляет собой цельнокованый стержень 3 круглого сечения, заостренный на нижнем конце и соединяющийся при помощи резьбы на верхнем конце с переводником 1, служащим для соединения с колонной бурильных труб. К стержню присоединяются крючки 4 специальный формы, при которых производится захват каната или кабеля (крючки привариваются к стержню). Нешарнирная удочка однорогая с промывочным каналом УООП1-168 изготавливаются левыми и правыми с соответствующим направлением присоединительных резьб и крючков. Шарнирные: Шарнирная удочка УШ1-168 (рис. 73) предназначена для ловли внутри эксплуатационной колонны диаметром 168 мм и извлечения из нее тартальных канатов диаметром не более 19 мм и каротажных кабелей диаметром не более 22,8 мм. Шарнирная удочка УШ1-168 представляет собой цельнокованый стержень 3 круглого сечения, заостренный на нижнем конце и соединяющийся при помощи резьбы на верхнем конце с переводником 1, служащим для соединения с колонной бурильных труб. К стержню присоединяются крючки 4 специальный формы, при которых производится захват каната или кабеля (укрепляется в прорезях стержня на шарнирах). Шарнирная удочка УШ1-168 применятся в тех случаях, когда канат или кабель, спутанные в клубок, затрудняют прохождение однорогих удочек с приваренными крючками. При прохождении удочки через клубок каната или кабеля крючки, откидываясь на осях и сжимая пластичные пружины 5, входят внутрь прорези, почти не выступая за габариты стержня. При извлечении удочки крючки под действием силы упру- 186

187 гости пружины вновь возвращаются в раскрытое положение и захватывают ловимый объект. К переводникам на резьбе прикреплены воронки 2, которые ограничивают прохождение удочки через спутанный клубок каната или кабеля. Удочки шарнирные УШ1-168 изготавливаются левыми и правыми с соответствующим направлением присоединительных резьб и крючков Металлошламоуловители Шламометаллоуловители типа ШМУ, УМК предназначены для улавливания, извлечения и удаления крупных обломков, разрушаемых в скважине металлических объектов, отдельных фрагментов вооружения разрушающих инструментов (долот, фрезеров и т.п.), частиц шлама, металлического и твердосплавного скрапа из забоя скважины в процессе бурения. Шламометаллоуловитель ШМУ (рис. 74) состоит из корпуса с двумя внутренними присоединительными резьбами (возможны различные варианты выполнения присоединительных резьб) и одной наружной монтажной резьбой, на которую наворачивается ловушка (корзина). Внутренняя поверхность ловушки выполнена в виде ленточной резьбы. Для циркуляции промывочного раствора в корпусе выполнено проходное отверстие. Корпус скомпонован со съемным кожухом, который также имеет отверстия для слива жидкости при подъеме. Кожух зафиксирован на корпусе двумя винтами с пружинными шайбами против отворота и центратором. Центратор предназначен для центрирования кожуха относительно корпуса. Рис. 74. Шламометаллоуловитель ШМУ 187

188 Шламометаллоуловители выпускаются следующих видов: по длине: короткий К (по стандарту глубина корзины 250 мм либо 260 мм) для использования в компоновке с долотом; средний С (по стандарту глубина корзины 500 мм либо 600 мм ); длинный Д (750 мм либо 800 мм) - для использования в компоновке с фрезером; по виду присоединительных элементов: сверху ниппель, снизу муфта: НМ (ЗНМ) сверху и снизу муфта: ММ (ЗММ) сверху муфта, снизу ниппель: МН (ЗМН) сверху и снизу ниппель: НН (ЗНН) Пример записи: Шламометаллоуловитель типа ШМУ, короткий, с присоединительными элементами вида «муфта муфта», наружным диаметром 114 и правой присоединительной резьбой: ШМУ-К-ММ-114. То же, длинный, с левой присоединительной резьбой: ШМУ-Д-ММ-114Л. Принцип работы шламометаллоуловителя ШМУ. В процессе работы поток жидкости поднимает частицы металла, которые, попадая во внутреннюю часть ловушки (корзины) по резьбе отбрасываются в нижнюю часть ловушки и оседают в ее нижней части. Циркуляцией промывочной жидкости в кольцевом зазоре между кожухом и стенкой скважины создается высокая скорость восходящего потока. Частицы металла, попадая в этот поток, поднимаются. При достижении верхнего торца кожуха скорость потока промывочной жидкости резко уменьшается вследствие увеличения свободного кольцевого сечения. Находящийся в потоке металл попадает в зону завихрения и под действием гравитационных сил осаждается в зоне покоя между корпусом и кожухом. Частицы металла, поднявшиеся выше шламометаллоуловителя, также в основном попадают в него после выключения циркуляции. 188

189 Скомпонованный с ловильным инструментом (ловителем магнитным и фрезером) шламометаллоуловитель не доводят до забоя на 5 8 м. Циркуляция промывочной жидкости осуществляется с максимальной подачей насосов. Затем с вращением и плавной подачей шламометаллоуловитель вместе с ловильным инструментом спускают до забоя и производят ловильные работы. При этом компоновку желательно с интенсивной циркуляцией приподнять 3 4 раза на м. Общее время работы шламоуловителя должно составлять не менее часа. Шламометаллоуловитель ШМУ может эксплуатироваться как при роторном способе бурения, так и при бурении турбобурами и винтовыми забойными двигателями. Для работы шламоуловитель устанавливается в компоновке низа бурильной колонны непосредственно над долотом. Свинчивание и отвинчивание составных частей шламоуловителя, его крепления и раскрепления в компоновке низа бурильной колонны производится машинными ключами при заторможенном роторе. Шламоуловитель УМК (рис. 75). В процессе работы поток жидкости поднимает частицы металла, которые, по резьбе отбрасываются в нижнюю часть ловушки и оседают в ее нижней части. Циркуляцией промывочной жидкости в кольцевом зазоре между кожухом и стенкой скважины создается высокая скорость восходящего потока. Частицы металла, попадая в этот поток, поднимаются. При достижении верхнего торца кожуха скорость потока промывочной жидкости резко уменьшается вследствие увеличения свободного кольцевого сечения. Находящийся в потоке металл попадает в зону завихрения и под действием гравитационных сил осаждается в зоне покоя между корпусом и кожухом. Рис. 75. Шламоуловитель УМК 189

190 Металлошламоуловитель МШУМ-172, МШУМ-195 (рис. 76) Металлошламоуловитель предназначен для улавливания обломков разрушаемых в скважине металлических обьектов и отдельных фрагментов вооружения породоразрушающих инструментов (долот, фрезеров и т.д.). Рис. 76. Металлошламоуловитель МШУМ Металошламоулавители выпускаются с правой и левой присоединительной резьбой. По виду присоединительных резьб металошламоулавители выпускаются следующих типов: сверху ниппель, снизу муфта (НМ); сверху и снизу муфта (ММ); сверху муфта, снизу ниппель (МН); сверху и снизу ниппель (НН) Фрезеры При ликвидации аварии в скважинах значительный объем работ занимает фрезерование аварийных металлических предметов и разбуривание цемента. Фрезеры пилотные. Скважинные фрезеры типа ФП предназначены для фрезирования верхнего конца насосно-компрессорных, бурильных и обсадных труб с целью захватывания их ловильным инструментом (рис. 77). 190

191 Рис. 77. Фрезер пилотный ФП, 2ФП, 3ФП Фрезеры пилотные Barracuda. Barracuda Pilot Mill, Barracuda Pilot Junk Mill, 1Barracuda 1Pilot Junk Mill (рис ) предназначены для фрезерования секций зацементированных обсадных труб, труб бурильных, насосно-компрессорных, или хвостовиков. Выбор конструктивного исполнения фрезера для комплектации колонны зависит от условий работы. Рис. 78. Фрезер пилотный Barracuda Pilot Mill Рис. 79. Фрезер пилотный Barracuda Pilot Junk Mill Рис. 80. Фрезер пилотный 1Barracuda 1Pilot Junk Mill 191

192 Фрезеры торцевые Фрезер торцевой, с опорно-центрирующим устройством, позволяющим центрировать его относительно оси колонны. Истирающе-режущие участки фрезера армированы композиционным твердосплавным материалом. В корпусе имеются промывочные отверстия и стружкоотводящие противозаклинивающие каналы. Для присоединения фрезера к бурильной колонне на верхнем конце корпуса предусмотрена присоединительная резьба. Фрезер торцевой ФТ предназначен для разрушения всевозможных посторонних металлических предметов, цементного камня, а также иных препятствий по всему сечению скважины, затрудняющих или вовсе не позволяющих нормальное проведение технологического цикла при ремонтно-восстановительных работах в нефтяных, газовых и геологоразведочных скважинах. Вогнутый профиль режущей поверхности фрезера торцевого позволяет центрировать фрезер на забое. Верхний конец цилиндрического корпуса имеет резьбу для свинчивания с колонной бурильных труб, а нижний конец корпуса армирован композиционным твердосплавным материалом. В армированном слое фрезера предусмотрены промывочные каналы, по которым промывочноохлаждающаяся жидкость поступает непосредственно в зону резания. Применительно к ситуациям, возникающим в скважинах, торцевые фрезеры делятся: на ФТ, ФТЭ, ФТИ (рис ). Торцевые фрезеры отличаются площадью армировки торцевой (рабочей) поверхности твердосплавной крошкой. Традиционно выпускавшиеся фрезеры торцевые подверглись некоторой модернизации по вооружению (фракционный состав твердого сплава), что позволило заметно улучшить показатели их работы. Фрезер торцевой ФТ предназначен для разрушения любого осадка, цемента, кусков металла отдельных труб и колонн тонкостенных НКТ. Тип вооружения фрезера твердосплавные зубки. Фрезер легкого вида. 192

193 Рис. 81. Фрезер торцевой ФТ Рис. 82. Фрезер торцевой ФТЭ Рис. 83. Фрезер торцевой импрегнированный ФТИ Фрезер торцевой ФТЭ, вооруженный твердосплавными пластинами для фрезерования легкосплавных бурильных труб. Вогнутый профиль режущей поверхности фрезера торцевого позволяет центрировать фрезер на забое. Тип вооружения фрезера твердосплавные пластины. Фрезер среднего вида. Фрезеры торцевые, импрегнированные ФТИ, предназначены для разрушения металлических предметов и цементного камня по всему сечению скважины при ремонтно-восстановительных работах. Вогнутый профиль режущей поверхности фрезера торцевого позволяет центрировать фрезер на забое. ФТИ, импрегнированные армированные твердосплавным композиционным материалом для разрушения крупных и прочных предметов и устройств. Фрезер тяжелого вида. Фрезер вогнутый тяжелого вида для предназначен для разрушения металлических предметов, разбуривания цементного камня, при проведении ремонтно-восстановительных работ с центрированием на забое. Фреза торцевая вогнутая имеет вогнутую полусферическую поверхность с режуще-истирающей напайкой состоящей из частиц дробленого карбида вольфрама, внедренных в матрицу из никельсодержащей латуни. Также фрезер вогнутый 193

194 состоит из корпуса, изготовленного из высокопрочной легированной стали (рис. 84, 85). В верхней части корпуса выполнена присоединительная резьба. В боковой поверхности вогнутой фрезы имеются отверстия и соответствующие каналы, обеспечивающие эффективное охлаждение и интенсивную промывку для выноса стружки. Боковая поверхность напайки прошлифована заподлицо с наружным диаметром корпуса. Рис. 84. Фреза с вогнутым торцом Рис. 85. Фреза с вогнутым торцом и стабилизирующими выступами Фрезеры кольцевые ФК, ФКИ предназначены для работы по цементному камню, породе, отложениям, шламу с отдельными металлическими включениями, импрегнированные, предназначенные для работы с металлическими предметами в кольцевом пространстве, освобождения прихваченного или зацементированного инструмента. Для фрезерования металлических предметов высокой твердости по специальному заказу возможно изготовление кольцевых фрезеров с зубками из материала «Славутич» (твердый сплав с армированием природными алмазами). Изготавливаются трех типов: 1-й вариант соединение под сварку, 2-й вариант с резьбовым соединением, 3-й вариант с удлиненным корпусом (У). Фреза кольцевая представляет собой цилиндрический корпус, нижний конец которого либо армирован композиционным материалом из дробленного твердого сплава, либо вооружен твердосплавными пластинами (ФКП), твердосплавными зубьями (ФКЗ). На внутренней поверхности корпуса фреза нарезаны винтовые пазы, пересекающие вертикальные каналы, выполненные в те- 194

195 ле корпуса. Направление пазов противоположно направлению вращения фрезы. Наличие пазов обеспечивает равномерное охлаждение фрезера в процессе работы. Фрезер кольцевой твердосплавный ФК предназначен для фрезерования прихваченных бурильных и насосно-компрессорных труб. Вооружение: твердосплавные пластины (ФКЗ), твердосплавные зубки (ФКП), предназначены для работы по цементному камню, породе, отложениям, шламу с отдельными металлическими включениями (рис. 86, 87). Фрезер кольцевой импрегнированный ФКИ (рис. 88) твердосплавной крошкой предназначен для фрезерования прихваченных бурильных и насосно-компрессорных труб. Вооружение фрез ФКИ: импрегнированные с твердосплавным композиционным материалом, предназначен для работы с металлическими предметами. Рис. 86. Фрезер кольцевой ФК с твердосплавными зубками (ФКЗ) Рис. 87. Фрезер кольцевой ФК с твердосплавными пластинами (ФКП) Рис. 88. Фрезер кольцевой импрегнированный ФКИ Скважинные фрезеры-райберы типа ФРЛ предназначены для прорезания окна в обсадной колонне при забуривании бокового ствола. Изготавливаются двух видов вооружения: твердосплавные пластины ФРЛ, твердосплавный композиционный материал ФРЛИ. Также фрезер-райбер предназначен для фрезерования стенок обсадных труб, выравнивания геометрических параметров, удаления смятий, задиров, проработки интервалов 195

196 перфорации с использованием утяжеленных труб, подвешенных к фрезу райберу. Фрезер-райбер состоит из режущей и конический ловильной частей. Режущая часть включает в себя цилиндрический и конический райберы и кольцевой фрезер. Ловильная часть представляет собой специальный захват, установленный внутри цилиндрического райбера. В верхней части фрезерарайбера нарезана замковая резьба для подсоединения к бурильной колонне труб. Промывочное отверстие центральное. Окна необходимого профиля и длины в обсадной колонне прорезают за один рейс, одновременно извлекая на поверхность часть обсадной колонны ленту, образующуюся в процессе прорезания окна. Фрезер-райбер может использоваться в качестве калибратора с торцовыми фрезами и долотами в условиях умеренного и холодного климатов в макроклиматических районах. При использовании фрезеров-райберов типа ФРС (рис. 89) вырезание «окна» ведется за три спуско-подъемные операции последовательно тремя фрезерами-райберами различных диаметров (каждый типоразмер фрезера-райбера ФРС подразделяется на три номера 1, 2 и 3). Фрезеры типа ФРС выпускаются двух типоразмеров ФРС-146 и ФРС-168 для колонн диаметром 146 и 168 мм. Рис. 89. Фрезер-райбер типа ФРС Фрезер-райбер типа РПМ (рис. 90) прорезает «окно» в колоннах за один спуско-подъем. Отличается от предыдущей конструкции наличием цилиндрической режущей части. Фрезеры-райберы выпускаются для вырезания колонн диаметром 146, 168, 219 и 245 мм. 196

197 Рис. 90. Фрезер-райбер типа РПМ Фрезер-райбер типа ФРЛ также предназначен для вырезания «окна» в обсадной колонне за один рейс. Фрезер-райбер ФРЛ (рис. 91) комбинация из кольцевого фрезера, фрезерарайбера с двумя дополнительными цилиндрическими режущими частями и ловителя. В процессе вырезания «окна» часть обсадной колонны в виде ленты попадает во внутреннюю поверхность райбера и при помощи специального ловителя извлекается на поверхность. Рис. 91. Фрезер-райбер типа ФРЛ Фрезер-райбер состоит из режущей и ловильной частей. Режущая часть включает в себя цилиндрический и конический райберы и кольцевой фрезер. Ловильная часть представляет собой специальный захват, установленный внутри цилиндрического райбера. Фрезер-райбер калибрующий ФРК (Фрез КФР) (рис. 92) предназначен для калибрования стенок в вырезанном «окне». Фрезер-райбер ФРК (КФР) состоит из корпуса, изготовленного из высокопрочной легированной стали и режущей стирающей наплавки, состоящей из частиц дробленного карбида вольфрама, внедренного в матрицу из никельсодержащей латуни. Фрезерующие зубья выполнены в виде винтовых поверхностей, расположены в средней части корпуса. В верхней и нижней части корпуса фрезер-райбер ФРК (КФР) выполняются присоединительные резьбы. 197

198 Рис. 92. Фрезер-райбер калибрующий ФРК (Фрез КФР) Магнитные фрезеры-ловители типа ФМ (рис. 93) предназначены для извлечения из скважины металлических предметов, обладающих ферромагнитными свойствами. Они позволяют предварительно офрезеровать аварийные металлические предметы, для чего снабжены режущей коронкой. Принцип действия заключается в применении режущего торца корпуса для фрезерования и действия постоянного магнита для захвата и извлечения мелких металлических предметов. Изготавливают их в двух исполнениях: ФМ без механического захвата; ФМЗ с механическим захватом (рис. 94). Выпускаются также фрезеры типа ФЗ, ФТК, ФК, ФЗО, ФЗК и др. Рис. 93. Магнитный фрезер-ловитель типа ФМ Рис. 94. Магнитный фрезер ФМЗ Пауки Паук ловильный (рис. 95) применяют для извлечения с забоя различных мелких предметов. Его изготавливают на месте работ из колонковой трубы. На конце трубы вырезают остроугольные зубья высотой мм и подгибают их внутрь. Паук спускают в скважину на бурильных трубах. За счет осевой нагрузки зубья загибаются, захватывая мелкие предметы. 198

199 Паук гидравлический наружный с обратной промывкой (рис. 96) предназначен для улавливания и извлечения разнообразных металлических предметов и скрапа с забоя скважин. Рис. 95. Паук ловильный Рис. 96. Паук гидравлический наружный с обратной промывкой Приводится в рабочее положение после посадки шара в седло, что обеспечивает местную обратную промывку на забое. Изменение направления движения потока промывочной жидкости открывает рычажковые захваты, улавливая мелкий шлам. Паук снабжен кольцевым фрезером, что позволяет при необходимости отобрать небольшой керн, профрезеровав мм Труборезы Труборез-фрезер ТФ (рис. 97) предназначен для резки насосно-компрессорных, обсадных труб и бурильных труб. Труборез обеспечивает: резку толстостенных труб путем воздействия давления промывочной жидкости на резцы; возможность использования как самостоятельно, так и с якорем. Присоединительные резьбы изготавливаются по ГОСТ

200 Рис. 97. Труборез-фрезер: 1 корпус; 2 выжимной канал резца; 3 коническая направляющая с седлом; 4 шаровой клапан; 5 ограничитель для резцов; 6 промывочное отверстие;7 резцедержатель; 8 резец; 9 ограничитель Инструмент для обследования состояния аварийного оборудования, находящегося в скважине эксплуатационной колонны Универсальная печать типа ПУ2 (рис. 98) предназначена для определения по оттиску, полученному на ее алюминиевой оболочке, положения верхнего конца объектов, оставшихся в скважине вследствие аварий. Основными узлами печати являются корпус с деталями для получения оттиска предметов и зажимное устройство. На утолщение в нижней части корпуса 2 надевается резиновый стакан 8, который прикреплен к корпусу четырьмя винтами 7. На резиновый стакан, в свою очередь, надевается алюминиевая оболочка 6, «перья» которой загибаются на кольце- 200

201 вой заплечик корпуса. На средней (цилиндрической) части корпуса установлен направляющий винт 4 и нарезана трапецеидальная резьба. По винту и резьбе движется зажимное устройство, при помощи которого зажимаются «перья» алюминиевой оболочки. Зажимное устройство состоит из нажимной втулки 5 и нажимной гайки 3. На верхнюю часть корпуса навинчивается переводник 1 с замковой резьбой бурильных труб для присоединения к колонне труб, на которых печать спускается в скважину. Печать в собранном виде медленно спускают в скважину на бурильных трубах. При необходимости спуск производят с промывкой, печать устанавливают в скважине на верхнем конце объекта. Нагрузка для получения отпечатка не должна превышать 20 кн. Свинцовая скважинная печать инструмент, используемый для определения габаритов, конфигурации, условий и расположения верхнего торца оставленного в скважине предмета (рис. 99). Рис. 98. Универсальная печать типа ПУ2 Рис. 99. Свинцовая скважинная печать 201

202 Рис Плоская печать Рис Коническая печать Свинцовые скважинные печати имеют корпус из высокопрочной легированной стали и вставку из мягкого свинца на нижнем торце. Все скважинные печати (за исключением печатей с соединениями при помощи насосной штанги) имеют желоб для промывки верха оставленного предмета перед спуском на него печати. По требованию могут быть предоставлены свинцовые печати без желоба. Для определения характера слома бурильных труб и положения их по отношению к центру скважины используют плоские печати (рис. 100), с помощью которых определяют положение долота и металлических предметов, находящихся на забое. Для определения поверхности смятия или размыва обсадных труб применяют коническую печать (рис. 101) металлический стержень с отверстием внутри для промывочной жидкости и с кольцевыми выточками для прочной связи свинца с корпусом. Внешнюю часть печати по шаблону заливают свинцом. В верхней части она имеет резьбу для присоединения к бурильной колонне Документация на реконструкцию и восстановление скважин При реконструкции и восстановлении скважин предприятия и бригады руководствуются регламентами, инструкциями и другими руководящими документами: 202

docplayer.ru

Реконструкция нефтяных скважин: что собой представляет технология

Жизненный цикл любых скважин не безграничен. Это связано с износом системы. Через время потребуется реконструкция нефтяных скважин. Период, который называется жизненным циклом конструкций, включает в себя:

  • инженерно-геологические изыскания;
  • проектирование;
  • строительные работы;
  • эксплуатация места бурения;
  • ликвидация.

Использование скважин предусматривает существенные изменения применяемого наземного и подземного оснащения. Это связано потребностями, которые касаются непосредственно добычи сырья в определенном пласте горных пород. При эксплуатации ожидается моральный и физический износ оборудования и всей технической подсистемы. А это приводит к снижению производственного уровня. Потому со временем придется проводить восстановление скважины.

Реконструкция скважин – что это такое?

Восстановление – это целый комплекс процедур работы над скважиной. Он включает в себя:

  • ремонт;
  • реконструкцию;
  • техническое перевооружение системы.

Рассматриваемому понятию можно дать несколько определений. Наиболее точным с точки зрения нормативных актов будет следующее: реконструкция – это процесс, представляющий изменение характеристик объекта капитального строительства. При этом может затрагиваться, как часть сооружений и зданий, так и проводиться комплексная работа, затрагивающая всю площадь места бурения. Изменяются показатели производительности, объемов и качества инженерного оснащения.

Важно! Стоит понимать, что изменение любого из параметров скважины – это уже ее реконструкция.

Бурение бокового ГС (горизонтальный ствол) состоит из нескольких этапов. Первое – монтаж ликвидационного моста. Он необходим для вывода технологического участка из эксплуатации. Второе – бурение той части, которая расположена горизонтально. После этого проводится установка оборудования для БГС, которое обеспечит максимальную герметичность. В итоге скважина будет иметь не ту конструкцию, которая предусматривалась рабочим проектом.

Зачем это нужно?

Реконструкция скважин напрямую связана с надобностью провести новый ствол, что одновременно вызывает изменения всей системы и ее назначения. Это может быть дополнительная разведка места бурения, извлечение углеводородного сырья из экранированных ловушек. Важно, чтобы она проводилась согласно проектной документации с соблюдением технологии процесса. Сам же проект на реконструкцию разрабатывается проектной организацией, исходя из пожеланий заказчика в лице пользователя скважины.

Стоит понимать, что все процессы выполняются исключительно специализированными предприятиями, которые имеют на это лицензию и разрешения. Процедура проводится в строгом порядке, установленном законом. Итоговое решение принимается заказчиком только после согласования с местным представительством Госортехнадзора.

Если в скважине наблюдается пониженное пластовое давление, то необходимый спектр работ включает в себя:

  • промывку ствола скважины, вернее его песчаной пробки;
  • выкачивание забившейся в забой жидкости;
  • фиксация пласта из призабойной территории;
  • изоляция пластовых вод.

Кроме того работы предусматривают вызов притока. Для этого используется колтю-бинговое оснащение и бур. Промывка проводится при помощи современных составов и композитных жидкостей. К процессу допускаются исключительно квалифицированные сотрудники. Для этого на предприятии проводятся тренинги, плановая подготовка и проверка приобретенных знаний и навыков при помощи аттестации персонала.

Важно отметить, что после реконструкции вырастает значение добытой нефти из месторождений. При этом работы можно проводить на территориях:

  • существующих буровых, где планируется углубление до определенного пласта сырья;
  • на скважинах, где требуются дополнительные капитальные затраты на сооружение;
  • на новых буровых, где только проводится застройка не забуренной территории.

Месторождения, требующие дополнительных затрат, предполагают установку новых промысловых и транспортных устройств, а также реконструкцию уже работающих сооружений.

Реконструкция скважин методом ЗБС

ЗБС технология – это проведение специализированных работ, касательно зарезки боковых стволов. Как правило, способ требует применения мобильных установок. Подобное оснащение для бурения оборудуется для каждого заказчика индивидуально с учетом особенностей конкретного объекта. Такие установки характеризуются грузоподъемностью в диапазоне 100 – 160 тонн.

На территории РФ, как и в других странах, многие нефтяные скважины находятся в заброшенном состоянии. В России их количество насчитывает порядка 40 тыс. Значительное число бездействующих технологических подсистем может быть использовано. Для этого потребуется забурка бурового ствола. Технология позволит исключить вероятность дополнительных трат на сооружение инженерных коммуникаций. Реконструкция скважин методом ЗБС предоставит возможность разработать ранее не задействованные пласты месторождения.

Сейчас повсеместно применяются два способа ЗБС: срез определенного участка в колонне или забурка с отклоняющего клина. Первая технология предусматривает извлечение нецементированной колонны при необходимости. В это же время реконструкция скважин методом ЗБС по такому принципу связана с большой длительностью процесса:

  1. Вырезание необходимой части, как правило, невозможно провести за 1-2 спуска. При этом допускается смена вырезающего оснащения.
  2. Процедура требует сооружение вспомогательных цементных мостов. Также строятся изоляционные мостики.
  3. Запуск бурового агрегата и разработка желоба относятся к сложным работам, а потому тоже отнимут много времени.
  4. Использование такого способа забурки бурового ствола достаточно часто связано с возникающими сложностями при бурении под зенитным углом. Чем это вызвано? Если использовать труборез под таким углом, то придется часто менять устройство. Кроме того такой подход увеличит износ конструкции, а этого допускать нежелательно.

Если же брать в учет геодезические особенности и виды конструкций в РФ, рассматриваемый способ ЗБС не столько приемлем, как бурение с отклоняющимся клином. Эта технология разделяется на 3 подвиды. Они отличаются между собой методом заякоривания:

  • приспособление с упором на забой;
  • изделие изготавливаемое из профилированной трубы;
  • применение профильного перекрывателя, в качестве якоря.

Итоги

Забурка бурового ствола – это один из самых эффективных способов реконструировать технологическую подсистему, добившись повышения производственных мощностей. При этом увеличивается коэффициент извлечения нефти из месторождения, возвращаются в эксплуатацию скважины, которые нельзя было реконструировать иными способами.

Стоит понимать, что себестоимость нефти, добытой из реконструированной технологической подсистемы, ниже средней цены за единицу объема нефти из обычных буровых. Затраты на строительные работы могут окупить ЗБС уже через 12 месяцем. Иногда этот период затягивается до 2 лет.

snkoil.com

Реконструкция и восстановление скважин - online presentation

Консервация скважин в процессе строительства Консервация скважин, законченных строительством Консервация скважин, законченных строительством Консервация скважин в процессе эксплуатации Консервация скважин в процессе эксплуатации Консервация скважин, законченных строительством Консервация скважин, законченных строительством Расконсервация скважины, находившейся в эксплуатации: 12.2. Ликвидация скважин 12.2.2. Ликвидация скважин без эксплуатационной колонны Ликвидация скважин без эксплуатационной колонны 12.2.3. Ликвидация скважин в результате аварии с бурильным инструментом в необсаженной части ствола Ликвидация скважин в результате аварии с бурильным инструментом в необсаженной части ствола 12.2.4. Ликвидация скважин в результате аварии с бурильным инструментом, верхняя часть которого находится в обсаженной части ствола 12.2.5. Ликвидация скважин со спущенной эксплуатационной колонной 12.2.5. Ликвидация скважин со спущенной эксплуатационной колонной Ликвидация скважин со спущенной эксплуатационной колонной 12.2.6. Ликвидация скважин по техническим причинам 12.2.7. Оборудование устья ликвидированной скважины Оборудование устья ликвидированной скважины 12.3. Профили боковых стволов 12.4. Восстановление скважин 12.4.1. Вырезание участка обсадной колонны Фрезеры раздвижные гидравлические ФР 12.4.2. Вырезание окна в обсадной колонне Клин-отклонитель цементируемый КОЦ Клин-отклонитель извлекаемый КОИ Крюк-ловитель КЛ Компоновки для вырезания окна в ОК ФРЕЗЕРЫ-РАЙБЕРЫ Фрезер арбузовидный Райберы для ОК Скребки механические СМ Шламоуловители Шламоуловители Центраторы забойного двигателя ЦЗД Центраторы долота Калибратор 12.1. К Передвижные центраторы ЦДП Основные этапы работ по бурению бокового ствола Основные этапы бурения бокового ствола Зарезка бокового ствола с помощью уипстока 12.1. К Расширители типа РРБ 12.1. К 12.1. К 12.1. К 12.1. К 12.1. К Двигатель отклонитель шарнирный ОШ 172.00.000 12.1. К 12.1. К 12.1. К 12.1. К

нефтяных и газовых скважин 13. Реконструкция и восстановление скважин Балаба Владимир Иванович РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина Перейти на первую страницуРеконструкция – бурение дополнительного ствола в действующей или законсервированной скважине Восстановление - бурение дополнительного ствола в ликвидированной скважине В.И. Балаба, 2006 212.1.1. Консервация скважин в процессе строительства Для консервации скважин с открытым стволом: 1) спустить бурильный инструмент с «воронкой» до забоя скважины, промыть скважину и довести параметры ПЖ до проектных значений; 2) поднять бурильные трубы в башмак последней ОК, верхнюю часть колонны заполнить незамерзающей жидкостью; 3) загерметизировать трубное и затрубное пространство скважины; 4) провести консервацию бурового оборудования; 5) на устье скважины укрепить металлическую табличку с указанием номера скважины, времени начала и окончания ее консервации и организации-владельца. В.И. Балаба, 2006 Балаба В.И. Технологический риск в бурении. Консервация и ликвидация скважин: Учебное пособие. - М.: РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2003. 3Для консервации скважины со спущенной (неперфорированной) колонной: 1) спустить в скважину бурильный инструмент или колонну НКТ до глубины искусственного забоя; 2) обработать ПЖ с доведением ее параметров до проектных, добавить ингибитор коррозии; 3) приподнять колонну труб на 50 м от забоя, верхнюю часть скважины заполнить незамерзающей жидкостью; 4) загерметизировать трубное и затрубное пространство скважины; 5) провести консервацию бурового оборудования; 6) на устье скважины укрепить металлическую табличку с указанием номера скважины, времени начала и окончания ее консервации и организации-владельца. В.И. Балаба, 2006 41) спустить НКТ с «воронкой». Заглушить скважину жидкостью с параметрами, установленными проектной документацией, и обработанную ингибиторами коррозии; 2) в интервал перфорации закачать специальную жидкость, обеспечивающую сохранение коллекторских свойств продуктивного пласта; 3) поднять НКТ выше интервала перфорации. Верхнюю часть скважины заполнить незамерзающей жидкостью. Устьевое оборудование защитить от коррозии. При коэффициенте аномальности давления Ка = 1,1 и выше в компоновку НКТ включить пакер и клапан-отсекатель; 4) с устьевой арматуры снять штурвалы, манометры, установить на арматуре заглушки; В.И. Балаба, 2006 55) оградить устье скважины (кроме скважин на кустовых площадках). На ограждении укрепить табличку с указанием номера скважины, месторождения, предприятия-пользователя недр, срока консервации; 6) провести планировку прискважинной площадки. Необходимость установки цементного моста над интервалом перфорации определяется планом работ на консервацию скважины, разработанным и согласованным в установленном порядке, в зависимости от длительности консервации и других факторов. В.И. Балаба, 2006 61) поднять из скважины оборудование. При консервации сроком более одного года по скважинам, оборудованным штанговыми гидравлическими насосами, поднимается подземное оборудование; 2) спустить НКТ, промыть ствол скважины, очистить интервал перфорации; 3) проверить герметичность колонны и отсутствие заколонной циркуляции; 4) ствол скважины заполнить нейтральной жидкостью, исключающей коррозионное воздействие на колонну и обеспечивающей сохранение коллекторских свойств продуктивного горизонта и необходимое противодавление на пласт. Верхнюю часть скважины заполнить незамерзающей жидкостью. В.И. Балаба, 2006 7Схема обвязки устья скважины, установка цементных мостов выше интервалов перфорации, возможность извлечения из скважины НКТ устанавливаются проектной документацией на консервацию скважины. В скважинах, эксплуатирующих два и более горизонта с разными пластовыми давлениями, следует провести разобщение этих горизонтов. При наличии в продукции скважины агрессивных компонентов должна быть предусмотрена защита колонн и устьевого оборудования от их воздействия. В.И. Балаба, 2006 81) спустить НКТ с «воронкой». Заглушить скважину жидкостью с параметрами, установленными проектной документацией, и обработанную ингибиторами коррозии; 2) в интервал перфорации закачать специальную жидкость, обеспечивающую сохранение коллекторских свойств продуктивного пласта; 3) поднять НКТ выше интервала перфорации. Верхнюю часть скважины заполнить незамерзающей жидкостью. Устьевое оборудование защитить от коррозии. При коэффициенте аномальности давления Ка = 1,1 и выше в компоновку НКТ включить пакер и клапан-отсекатель; 4) с устьевой арматуры снять штурвалы, манометры, установить на арматуре заглушки; В.И. Балаба, 2006 95) оградить устье скважины (кроме скважин на кустовых площадках). На ограждении укрепить табличку с указанием номера скважины, месторождения, предприятия-пользователя недр, срока консервации; 6) провести планировку прискважинной площадки. Необходимость установки цементного моста над интервалом перфорации определяется планом работ на консервацию скважины, разработанным и согласованным в установленном порядке, в зависимости от длительности консервации и других факторов. В.И. Балаба, 2006 101) установить штурвалы на задвижки фонтанной арматуры; 2) разгерметизировать патрубки и установить манометры; 3) снять заглушки с фланцев задвижек; 4) фонтанную арматуру гидроиспытать при давлении, соответствующем условиям эксплуатации; 5) промыть скважину; 6) при необходимости произвести допуск колонны НКТ до заданной глубины, и после оборудования устья произвести ее освоение и ввод в эксплуатацию; При наличии в скважине цементного моста его разбуривают, скважину промывают до искусственного забоя, спускают в колонну НКТ и другое подземное оборудование, и после оборудования устья скважину осваивают. В.И. Балаба, 2006 1112.2.1. Категории скважин, подлежащих ликвидации Ликвидируемые скважины в зависимости от причин ликвидации подразделяются на 4 категории: I — выполнившие свое назначение; II — ликвидируемые по геологическим причинам; III — ликвидируемые по техническим причинам; IV — ликвидируемые по технологическим, экологическим и другим причинам. В.И. Балаба, 2006 12Производится путем установки цементных мостов в интервалах залегания высоконапорных минерализованных вод (Ка = 1,1 и выше) и слабопродуктивных, не имеющих промышленного значения залежей углеводородов. Высота цементного моста должна быть на 20 м ниже подошвы и на столько же выше кровли каждого такого горизонта. Над кровлей верхнего пласта с минерализованной водой, а также на границе залегания пластов с пресными и минерализованными водами (если они не перекрыты промежуточной колонной) устанавливается цементный мост высотой 50 м. В башмаке последней промежуточной колонны устанавливается цементный мост с перекрытием башмака колонны не менее чем на 50 м. В.И. Балаба, 2006 13Наличие мостов проверяется разгрузкой бурильного инструмента или НКТ с усилием, не превышающим предельно допустимую удельную нагрузку на цементный камень. Установленный в башмаке последней промежуточной колонны цементный мост, кроме того, испытывается методом гидравлической опрессовки. Извлечение верхней части промежуточной колонны с незацементированным затрубным пространством допускается при отсутствии в разрезе напорных и углеводородсодержащих горизонтов. В этом случае в оставшейся части промежуточной колонны устанавливается цементный мост высотой на 50 м выше и 20 м ниже места извлечения колонны. Оставшаяся часть промежуточной колонны заполняется нейтральной жидкостью, кондуктор — нейтральной незамерзающей жидкостью. В.И. Балаба, 2006 14Произвести торпедирование или отворот неприхваченной части инструмента. При нахождении верхней части оставшегося в скважине инструмента ниже башмака промежуточной колонны произвести установку цементного моста под давлением с перекрытием головы оставшегося инструмента на 50 м. После ОЗЦ определить разгрузкой бурильного инструмента или НКТ верхний уровень цементного моста. В башмаке промежуточной колонны также установить цементный мост высотой 50 м и проверить его наличие разгрузкой бурильного инструмента или НКТ и опрессовкой. Над кровлей верхнего пласта с минерализованной водой, а также на границе залегания пластов с пресными и минерализованными водами (если они не перекрыты промежуточной колонной) устанавливается цементный мост высотой 50 м. В.И. Балаба, 2006 15В башмаке последней промежуточной колонны устанавливается цементный мост с перекрытием башмака колонны не менее чем на 50 м. Наличие мостов проверяется разгрузкой бурильного инструмента или НКТ с усилием, не превышающим предельно допустимую удельную нагрузку на цементный камень. Установленный в башмаке последней промежуточной колонны цементный мост, кроме того, испытывается методом гидравлической опрессовки. В.И. Балаба, 2006 16Производят торпедирование или отворот бурильного инструмента на уровне башмака колонны. Затем устанавливают цементный мост путем цементирования под давлением на уровне не менее 100 м над башмаком промежуточной колонны. Над кровлей верхнего пласта с минерализованной водой, а также на границе залегания пластов с пресными и минерализованными водами (если они не перекрыты промежуточной колонной) устанавливается цементный мост высотой 50 м. В башмаке последней промежуточной колонны устанавливается цементный мост с перекрытием башмака колонны не менее чем на 50 м. Наличие мостов проверяется разгрузкой бурильного инструмента или НКТ с усилием, не превышающим предельно допустимую удельную нагрузку на цементный камень. Установленный в башмаке последней промежуточной колонны цементный мост, кроме того, испытывается методом гидравлической опрессовки. В.И. Балаба, 2006 17При подъеме цемента за эксплуатационной колонной выше башмака предыдущей колонны (промежуточной колонны или кондуктора) устанавливаются цементные мосты против всех интервалов перфорации, интервалов негерметичности, установки муфт ступенчатого цементирования, в местах стыковки при секционном спуске эксплуатационной и промежуточной колонн, интервале башмака кондуктора (промежуточной колонны). Если по решению пользователя недр производится отворот незацементированной части эксплуатационной колонны, то устанавливается цементный мост высотой не менее 50 м на «голове» оставшейся части колонны. Оставшаяся часть скважины заполняется незамерзающей нейтральной жидкостью. В.И. Балаба, 2006 18При отсутствии цементного камня за эксплуатационной колонной ниже башмака кондуктора или промежуточной колонны, если в этот промежуток попадают пластыколлекторы, содержащие минерализованную воду или углеводороды, производится перфорация колонны и цементирование под давлением с установкой цементного моста в колонне. Цементный мост должен перекрывать указанный интервал на 20 м ниже и выше. Его опрессовывают, проводят исследования по определению высоты подъема цементного раствора и качества схватывания 6666 В.И. Балаба, 2006 19При ликвидации скважин с нарушенной колонной из-за аварии или корродирования эксплуатационной колонны вследствие длительных сроков эксплуатации проводятся исследования по определению наличия и качества цементного камня за колонной. В интервалах отсутствия цементного камня проводят цементирование и устанавливают цементный мост в колонне с перекрытием всей прокорродировавшей ее части и на 20 м выше и ниже этого интервала с последующей опрессовкой оставшейся части колонны. Ликвидация скважин со смятой эксплуатационной колонной производится путем установки цементных мостов в интервалах перфорации и смятия колонн на 20 м ниже и на 100 м выше этих интервалов. В.И. Балаба, 2006 20В скважинах всех категорий, пробуренных в пределах внешнего контура нефтегазоносности и максимального размера искусственной залежи газохранилища, цементные ликвидационные мосты устанавливаются в интервале и на 20 м ниже и выше границ всех продуктивных горизонтов, продуктивность которых установлена в процессе строительства скважины, разработки месторождения, эксплуатации хранилища. В.И. Балаба, 2006 21Устье ликвидированной скважины оборудуется заглушкой (или глухим фланцем с вваренным патрубком и вентилем), установленной на кондукторе (промежуточной колонне). На устье скважины устанавливается бетонная тумба размером 1 1 1 м с репером высотой не менее 0,5 м и металлической таблицей, на которой электросваркой указываются: номер скважины; месторождение (площадь); предприятие — пользователь недр; дата ликвидации. При расположении скважины на землях, используемых для сельскохозяйственных целей, устье скважины углубляется не менее чем на 2 м от поверхности, оборудуется заглушкой, установленной на кондукторе (промежуточной колонне), и таблицей. Заглушка покрывается материалом, предотвращающим ее коррозию, и устье скважины засыпается землей. В.И. Балаба, 2006 22По скважинам, вскрывшим малодебитные, низконапорные пласты (Ка < 1,1), допускается принимать консервационные цементные мосты в качестве ликвидационных при условии, что мост перекрывает верхние отверстия перфорации не менее чем на 50 м. Выкопировка плана местности с указанием местоположения устья ликвидированной скважины передается землепользователю, о чем делается соответствующая отметка в деле скважины и акте на рекультивацию земельного участка. В.И. Балаба, 2006 23В.И. Балаба, 2006 241) Забуривание (зарезка) бокового ствола : • вырезание участка ОК; • вырезание окна в ОК. 2) Бурение бокового ствола. В.И. Балаба, 2006 25Осуществляется путем фрезерования. Недостатки: • сплошность цементного камня за ОК не менее 70% (исключение поломки бурильного инструмента, поглощения ПЖ и т.д.); большой объем металлической стружки. Достижения: • за один рейс удалено 275 м ОК; • в скв. А-2 у побережья Алабамы удалено 1040 м ОК 194 12 мм В.И. Балаба, 2006 26Представляют собой гидравлическое устройство, в котором за счет перепада давления выдвигаются в рабочее положение режущие лопасти, а полное раскрытие лопастей фиксируется падением давления на манометре напорной линии манифольда. В.И. Балаба, 2006 27Устройства вырезающие УВ Представляют собой механизм с раздвижными резцами, работающими при прокачивании ПЖ и вращении в обсадной колонне. 1. 2. 3. 4. Центратор Поршень Толкатель Резец Вырезающие устройства выпускаются для колонн диаметром 140...146, 168, 178, 219, 245...273, 299...324 мм. В.И. Балаба, 2006 28Осуществляется путем фрезерования. Для задания направления фрезе используют клин: • съемный • несъемный. Съемный клин устанавливается в посадочное гнездо в ОК или в пакер, заякориваемый в ОК. Несъемный клин устанавливается в цементный мост или в пакер, заякориваемый в ОК. В.И. Балаба, 2006 29Конструкция клина-отклонителя предполагает опору на забой и последующее цементирование. Клин-отклонитель является неизвлекаемым и после спуска, установки и цементирования остается в скважине постоянно. В.И. Балаба, 2006 30Комплект инструментов для зарезки боковых стволов из обсаженных скважин Состоит из заливного клинового отклонителя КОЗ-114 и двойного фрезера ФД-114. Клин оснащен хвостовиком с ребрами, позволяющими установить клин на искусственном забое в благоприятном для фрезерования и последующего бурения положении. • клиновой отклонитель имеет надежную фиксацию от проворота; • двойной фрезер позволяет за один рейс без последующей проработки и расширения вскрыть окно в ОК и пробурить короткий ствол под КНБК в мягких и средних по твердости породах. В.И. Балаба, 2006 31● первым рейсом осуществляется ориентированная по азимуту установка и цементирование клина в колонне; ● вторым рейсом производится вырезание щелевидного окна в обсадной колонне компоновкой фрезеров ФД в течение 3-6 часов. В.И. Балаба, 2006 32Отклонитель неизвлекаемый для забуривания новых стволов из одной или более ОК В.И. Балаба, 2006 33Клин-отклонитель после проведения работ по вырезке «окна» может извлекаться из скважины при помощи специального ловильного инструмента В.И. Балаба, 2006 34Предназначен для проведения работ по извлечению клинаотклонителя типа КОИ после проведения операции по вырезке «окна» в колонне, а также при проведении ловильных работ в случае аварийного расклинивания клина-отклонителя типа КОИ. В.И. Балаба, 2006 35Извлекаемый якорь с нижней установкой предназначен для крепления отклонителя в промежуточной колонне. Якорь крепится к нижней части отклонителя. В.И. Балаба, 2006 36В.И. Балаба, 2006 37Предназначены для прорезания окна в ОК при забуривании бокового ствола. Изготавливаются двух видов вооружения: ● твердосплавные пластины; ● твердосплавный композиционный материал. В.И. Балаба, 2006 38Используется для калибрования окна в ОК. Состоит из корпуса, изготовленного из высокопрочной легированной стали и режуще-истерающей наплавки, состоящей из частиц дробленного карбида вольфрама, внедренного в матрицу из никельсодержащей латуни. Фрезерующие зубья, выполненные в виде винтовых поверхностей, расположены в средней части корпуса. В.И. Балаба, 2006 39В.И. Балаба, 2006 40Комплект инструментов для зарезки боковых стволов из обсаженных скважин Можно применять с любыми системами крепления для стационарных или извлекаемых компоновок (пакера, якоря, мостовые пробки). Комплект обеспечивает повторный ввод в основной ствол скважины. Комплект состоит из патрубка допускного, бурильных труб, гидравлического ударного механизма, безопасного переводника, двигателя винтового забойного, верхнего райбера, гибкой трубы, нижнего райбера, фрезы оконной, клина отклонителя, переводника шламового, якоря извлекаемого. Нижний блок комплекта - отклонитель, шламовый переводник, якорь могут извлекаться или не извлекаться. Нижний и верхний режущий блоки соединены между собой срезным винтом между отклонителем и фрезером оконным. В.И. Балаба, 2006 41Комплект инструментов для зарезки боковых стволов из обсаженных скважин После спуска в скважину произвести посадку якоря, затем проверить установку якоря подъемом колонны, перемещения КНБК не должно наблюдаться. Cрезать срезной винт фрезера, затем наличием свободного вращения проверить срез винта. Произвести зарезку и расширение бокового окна. Поднять верхний блок системы и произвести бурение бокового ствола. В.И. Балаба, 2006 42КНБК для забуривания бокового ствола В.И. Балаба, 2006 43Предназначены для очистки внутренних поверхностей ОК от продуктов коррозии, затвердевшей корки бурового и цементного растворов, следов перфорации и других наслоений, а также для восстановления проходимости ствола скважины по внутреннему диаметру. В.И. Балаба, 2006 44Предназначены для улавливания и удаления с забоя металлического скрапа в процессе бурения. Шламоуловитель состоит из корпуса с двумя внутренними присоединительными резьбами и одной наружной монтажной резьбой левой, на которую наворачивается ловушка. Внутренняя поверхность ловушки выполнена в виде левой ленточной резьбы. Шламоуловитель может эксплуатироваться как при роторном, так и при турбинном способах бурения. Для работы шламоуловитель устанавливается в КНБК непосредственно над долотом. При работе поток жидкости поднимает частицы скрапа, которые, попадая во внутреннюю часть ловушки по левой ленточной резьбе отбрасываются в нижнюю часть ловушки. В.И. Балаба, 2006 45Шламометаллоуловители типа ШМУ предназначены для улавливания обломков разрушаемых в скважине металлических объектов и отдельных фрагментов вооружения разрушающих инструментов (долот, фрезеров и т.п.) Шламометаллоуловитель состоит из корпуса с присоединительными замковыми резьбами в верхней и нижней частях и съемного кожуха. Возможны различные варианты выполнения присоединительных резьб. В.И. Балаба, 2006 46Предназначены для центрирования забойного двигателя и КНБК В.И. Балаба, 2006 47Предназначены для центрирования долота. Центрирование происходит за счет упругих лопастей центратора. Армированные «Релитом» пояски центратора позволяют увеличить срок службы его лопастей. В.И. Балаба, 2006 48Используется в качестве элемента КНБК для: калибрования ствола скважины по диаметру долота. улучшения условий работы долота. уменьшения кривизны скважины. Калибраторы со спиральными лопастями полностью перекрывают в плане сечение скважины и образуют непрерывный круговой контакт с ее стенкой. Используются при турбинном бурении пород средней твердости и твердых. Калибраторы с прямыми лопастями позволяют снизить гидравлическое сопротивление при бурении мягких пород, склонных к набуханию и образованию толстой глинистой корки. В.И. Балаба, 2006 49В.И. Балаба, 2006 50В.И. Балаба, 2006 51Предназначены для управления зенитным углом скважины со стабилизацией азимута. Центратор состоит из муфты с шестью прямыми лопастями, армированными износостойким твердосплавным вооружением, и цанги с одной ступенчатой прорезью. Центраторы З-ЦДП могут устанавливаться в КНБК с меньшим радиальным зазором между корпусом забойного двигателя и стенкой скважины. Простота конструкции, минимум деталей, большая площадь контактной поверхности цанги обеспечивают простоту и удобство манипуляций с центратором в условиях буровой, высокую надежность и большие усилия страгивания центратора после закрепления. Ступенчатая прорезь цанги исключает заедание резьбы при сжатии цанги, позволяет надежно прогнозировать необходимое усилие страгивания в пределах 100-500 кН в зависимости от момента свинчивания 25-56 кН.м. В.И. Балаба, 2006 52В.И. Балаба, 2006 53• Обследование ОК и выбор места для вырезания окна; • Вырезание окна в ОК; • Установка цементного моста в интервале окна в ОК; • Ориентирование отклонителя, забуривание бокового ствола и углубление его в соответствии с проектным профилем; • Проведение комплекса ГИС; • Оборудование ПЗС (спуск и крепление ЭК, хвостовика, фильтра и т.п.); • Перфорация ЭК (при необходимости) и вызов притока. В.И. Балаба, 2006 54В.И. Балаба, 2006 55В.И. Балаба, 2006 56В.И. Балаба, 2006 57Предназначены для расширения скважин в породах средней твердости при подготовке стволов под спуск обсадных колонн. В.И. Балаба, 2006 58Обратный клапан КОДГ используется при цементировании обсадных колонн в стволах вертикальных и горизонтальных скважин. В.И. Балаба, 2006 59ФРЕЗЕРЫ КОЛОННЫЕ КОНУСНЫЕ Предназначены для фрезерования поврежденных участков (смятий, сломов) обсадной колонны при капитальном ремонте скважин или очистки окна в обсадной колонне. Изготавливаются двух видов вооружения: твердосплавные пластины (ФКК), композиционный твердосплавный материал (ФККИ). В.И. Балаба, 2006 60КАЛИБРАТОРЫ Предназначены для расширения и калибрования ствола скважины по диаметру долота, а также для центрирования и улучшения условий работы долота и стабилизации направления оси скважины в мягких, средних и твердых малоабразивных и абразивных горных породах. Калибраторы выпускаются с прямыми (КЛ) и со спиральныим лопастями (КЛС). Корпус калибратора изготавливается ельнофрезированным с двумя присоединительными замковыми резьбами (муфта-ниппель) и армируется твердосплавными и алмазными композиционными материалами. В.И. Балаба, 2006 61В.И. Балаба, 2006 62Предназначен для бурения искривленных и горизонтальных нефтяных и газовых скважин. Отклонитель состоит из шпинделя, винтовой пары, калибратора, одноплоскостного или кругового шарнира, возможна установка переводника ОШ 172.08.063. Отклонитель шарнирный относится к машинам объемного гидростатического действия и имеет ряд преимуществ по сравнению с другими отклонителями: Самая короткая шпиндельная часть. Это способствует интенсивному набору угла; Единственный винтобур, который оснащен вращающимся калибратором, который стоит к долоту ближе, чем у других центраторов. Завод поставляет калибраторы различных размеров: для набора кривизны и для стабилизации прямых участков; Оснащен одноплоскостным шарниром, что значительно влияет на интенсивность набора1. Расход бурового раствора рабочей жидкости, м3/с 0 угла; 2. Момент силы на выходном валу, кН.м 1,5 : 3,0 У ОШ-172 самая большая интенсивность 3. Частота вращения выходного вала, с-1 1,33:1,83 набора угла 1,0 град/м по сравнению с 4. Допускаемая осевая нагрузка, кН, не более 150 другими винтовыми двигателями; 5. Диаметр калибратора, мм 212 и 215,9 Ротор винтового двигателя защищен от 6. Диаметр отклонителя, мм 172 - 0,4 всплытия при спуске инструмента креплением 7. Диаметр ниппеля, мм 195 - 0,72 63 на корпусе торсиона болтом с гайкой и 8. Длина отклонителя, мм 3370 В.И. Балаба, 2006Переводник кабельный ПК1-195 применяется для передвижения каротажных приборов в скважинах, имеющих угол наклона более 55-600, то есть когда силы трения превышают силу собственной тяжести приборов. 1. Наружный диаметр, мм 195 2. Длина, мм 1431 3. Расчетная допустимая нагрузка, кН 150 4. Давление герметизации каротажного кабеля при одновременном перемещении глубинного прибора к забою скважины, кг/см2 150 5. Масса, кг 145 6. Присоединительные резьбы: верхняя муфта 3-147 нижняя ниппель 3-147 7. Наработка на отказ без ремонта, ч 50 В.И. Балаба, 2006 64Муфта шарнирная предназначена для работы, как на искривленных, так и прямолинейных участках горизонтальных скважин. Служит для передачи крутящего момента от винтового забойного двигателя на долото. В.И. Балаба, 2006 65Пакер предназначен для двухступенчатого или манжетного цементирования скважины с герметичной изоляцией поглощающих горизонтов или продуктивных пластов от вышерасположенного заколонного пространства скважины. Рабочая среда, в которой работает пакер в скважине - минерализованная пластовая вода, нефть и газ, тампонажный или буровой раствор с плотностью до 2,4 г/см3, обработанные химическими реагентами. Пакер спускается в скважину в составе обсадной колонны для одноразового использования и работает без обслуживания и ремонта. Пакеры двухступенчатого и манжетного цементирования ПДМ применяются в наклонном и горизонтальном стволе скважины, для ее манжетного цементирования при комплектации соответствующими для этих целей пробками. При заказе оговаривается “Для горизонтальных скважин”. В.И. Балаба, 2006 66Муфта МСЦХ предназначена для спуска на бурильной колонне и цементирования хвостовых обсадных колонн с пакером типа ПДМ, применяемого для манжетного цементирования наклоннонаправленных или горизонтальных скважин с креплением их продуктивного интервала фильтровыми участками с целью решения следующих задач: обеспечения надежной (герметичной) изоляции продуктивного пласта от вышележащего заколонного пространства скважины, как в процессе цементирования, так и при освоении и эксплуатации; исключения попадания тампонажного раствора в интервал продуктивного пласта, его загрязнения при цементировании скважины и сохранения его коллекторских свойств; предотвращения возможности поглощения тампонажного раствора продуктивным пластом в процессе цементирования скважины и обеспечения его подъема за обсадной колонной до проектной высоты. Муфта МСЦХ может быть применена для спуска на бурильной колонне и цементирования хвостовиков через башмак колонны без пакера ПДМ. В.И. Балаба, 2006 67

en.ppt-online.org

Регенерация, восстановление и реконструкция скважин

(347) 281-65-13 (347) 216-65-13

  Главная / Статьи / Колодцы и скважины /

Для устранения любых повреждений или дефектов в скважине целесообразно предоставить компании, которая выполняет эти работы, все существующие документы.

Кроме того, перед началом работ по регенерации должно быть получено одобрение от водоохранных органов. Также полезно выполнить кратковременное пробное включение насоса перед началом работ по регенерации, чтобы характеристики можно было сравнить с результатами, полученными после работы.

Каждый метод регенерации можно оценить с точки зрения его эффективности, исходя из: - отделения (удаление покрытий, засорений и отложений/песка); - удаления (извлечение удаленного материала);

- проверки (измерения промежуточных результатов выполнения работы спустя некоторое время).

Процедуры регенерации

Описание

Механическая процедура

Поршни / Откачивание / Интенсивное удаление

Поршни: могут использоваться клапаны различных диаметров для создания эффекта всасывания. Щетки: стенки трубы могут очищаться пластмассовыми щетками, установленными на штанге. Откачивание: отложения песка и шлама, которые накапливаются у основания скважины, могут быть удалены с использованием эрлифтов. Интенсивное удаление отложений: поэтапное выкачивание из фильтрующих участков с использованием погружных насосов.

Процедура с использованием струи высокого давления (внутренней/внешней)

Внутренняя струйная промывка выполняется медленно вращающимися соплами внутри трубы, в щелях фильтра и также до известной степени – в засыпанном гравии. Большое количество воды выпускается в виде струй, которые удаляют частицы загрязнений. Для выполнения внешней струйной промывки штанги, оснащенные соплами, вставляются в засыпанный гравий.

Процедура использования волн гидроудара с импульсами высокого давления воды

Используются минимум 2 корпуса сопел с 4 соплами, которые вращаются на высокой скорости в противоположных направлениях и обеспечивают подачу волновых импульсов высокого давления, очень эффективно удаляющих засорения и отложения. Одновременное выкачивание большого количества жидкости удаляет твердые частицы и обеспечивает очень хороший контроль в ходе отбора проб.

Взрыв

Для металлических фильтрующих труб без стенок из гравия существует вариант создания отдельных импульсов путем взрывов с большой проникающей способностью посредством подвешивания в области фильтрации шнура, несущего заряд взрывчатого вещества.

Ультразвук

Для вариантов очень малой проникающей способности по всему материалу трубы могут использоваться генераторы ультразвука для создания микроколебаний.

Химическая процедура

Поршни

Для введения средства для регенерации непосредственно в сечение, подлежащее регенерации, используется шланг.

Однокамерное устройство

Средство для регенерации закачивается с избыточным давлением посекционно в открытые секции фильтра.

Многокамерное устройство

Для проверки измерений и хода выполнения работ, а также концентрации и подачи средства для регенерации, последнее циркулирует в пределах двух камер по секциям в течение нескольких дней.

Сочетание механических и химических процедур

W 130 предусматривает начальную механическую регенерацию. После промежуточной проверки принимается решение относительно дополнительной химической регенерации.

Испытание качества удаления отложений / удаления песка / эффективности работы насоса

Должно быть выполнено кратковременное испытание насоса после окончания нормальной эксплуатации скважины, чтобы лучше сравнить фактические рабочие характеристики скважины с результатами испытаний насоса, которые были зарегистрированы после того, как была создана скважина. Если глубина скважины, измеренная зондированием, очень отличается от заданных чертежом скважины, то, воизбежание дальнейших повреждений, скважину следует изучить, используя телевизионную камеру. Затем следует провести удаление песка, так как песок негативно влияет на работу и скважины, и насоса, а также серьезно ухудшает качество воды. Для этого выполняется прокачка секций фильтра, и в то же время продувка сжатым воздухом, не допуская смешивания зерен различных размеров, пока не будет достигнуто указанное минимальное содержание песка. Когда глубина скважины будет снова зондироваться, она должна иметь правильное значение.

Дезинфекция

Если вода в скважине загрязнена бактериями, ее следует дезинфицировать. Для этого воду в скважине необходимо обработать раствором хлора или перекисью водорода (содержание хлора: для буровых скважин, приблизительно 50 мг/л, для шахтных колодцев – приблизительно 20 мг/л). Для буровых скважин раствор хлора или h3O2 равномерно распределяется по всей скважине с помощью давления. Для шахтных колодцев обмен воды следует выполнять, закачивая ее вдоль стенки скважины. Перекись водорода предпочтительно использовать на конструкциях из нержавеющей стали.

Восстановление скважины

В отличие от регенерации, которая не изменяет конструкцию скважины, восстановление скважины включает в себя строительные работы. Это требуется, как правило, при серьезных повреждениях или сильном снижении рабочих характеристик.

Вставка фильтров

Если показатели работы скважины указывают на повреждение фильтров, эта неисправность может быть устранена простым и экономичным способом – путем установки нового сменного фильтра, благодаря чему скважина может быть предохранена от выхода из строя. Если, с другой стороны, повреждение скважины уже настолько серьезно, что фильтрующий гравий вышел за пределы кольцевого пространства, следует предусмотреть сменный фильтр для кольцевого пространства, соответствующий размеру зерен гравия.

Кроме того, сменный фильтр необходимо надежно центрировать, а размеры зерен гравия и размер щели должны быть достаточно большими, чтобы избежать засорения с сопровождающим это явление снижением эффективности. Следует также учесть, что диаметр скважины постепенно уменьшается и возможно, что существующий рабочий насос и водоподъемную трубу со временем использовать будет невозможно. Поскольку большинство скважин так или иначе имеют размеры с запасом, то данное обстоятельство позволяет избежать указанной проблемы: существующую лицензию по отбору воды можно использовать достаточно долгое время.

Демонтаж и установка нового фильтра

Ремонт путем демонтажа и установки нового фильтра легко выполняется в скважинах, которые устроены в устойчивой скальной породе. Напротив, в неустойчивой или рыхлой породе эту операцию реализовать труднее. Для этой процедуры блок фильтров сначала прорезается в нескольких местах. После того, как фильтровальный гравий будет удален и блок фильтров будет вынут, в скважину может быть установлен новый фильтр и заполнен гравием.

В случае неустойчивой породы необходимо перед разрезанием выполнить промывание струей воды, а фильтр следует вынимать по секциям. Поскольку каждая скважина индивидуальна, процедуру следует планировать в деталях перед каждым ремонтом (например, с применением геофизических измерений). Ремонты, в частности, целесообразны, когда разрешение на новую скважину отсутствует и из-за серьезного повреждения сменный фильтр не может быть установлен.

Пломбирование / демонтаж

При демонтаже скважины естественно возникшие непроницаемые слои в любом случае должны сохранять свою функцию. В оптимальной ситуации этого достаточно, чтобы демонтировать блок фильтров, с прорезанием щели на нижнем конце, чтобы гравий мог высыпаться из фильтра и можно было отсосать избыточный материал. Это приводит к высвобождению обсадной трубы, после чего проверить правильность пломбирования.

Если все в порядке, можно нанести цемент от уровня выемки грунта до поверхности. Однако, если к пломбированию есть претензии, существует возможность разбурить цементную пробку в обсадной трубе и вновь запломбировать ее. Все пломбирования должны быть одобрены соответствующими органами власти.

Реконструкция скважин

Преимуществом повторного бурения является то, что все соответствующие процедуры могут быть выполнены согласно последним данным и с высокой скоростью. При этом буровая скважина может быть углублена для достижения свежих водоносных пластов грунтовой воды. Для этого возможно потребуется подача нового заявления на получение лицензии на забор воды. При выполнении проектов регенерации стены трубы и водные каналы уже будут очищены и состояние системы трубопроводов скважины будет известно. Однако, в случае использования химической регенерации, утилизация веществ, применяемых при регенерации, достаточно дорога. В этом случае также следует подать заявление на получение лицензии на забор воды, если должны применяться какие-либо химикаты.

Система вставных сменных труб относительно проста и недорога. Возможно, при этом потребуется насос и водоподъемная труба меньшего диаметра, так как эта система приводит к уменьшению проходного сечения. Применение ремонтных гильз из нержавеющей стали – один из методов предотвращения точечной коррозии и коррозионных ям (питтинга), возникающего в результате дробеструйной очистки, причем по умеренной стоимости. Однако могут возникнуть проблемы при запрессовке гильз в трубу.

Даже если полная очистка скважины при новой установке очень затруднительна и отнимает много времени, достоинство этого варианта будет в том, что удаляются все поврежденные части скважины. При этом учитывается, что крупноразмерные отложения окиси железа и засорения трубы для подачи грунтовой воды не могут быть удалены. При этом также могут использоваться современные строительные технологии и нет необходимости запрашивать новую лицензию на отбор воды.

Еще по теме: Строительство скважин Технология бурения скважин для забора воды Разновидности скважин

   Статьи по теме:

Способы очистки сточных вод. В тех районах, где нет централизованной канализационной системы, устройство водоотвода от строений является очень важной и сложной инженерной проблемой при проектировании и строительстве объектов ...  >>>
Насосы для полива в зимнем саду В зимнем саду, где всё-таки главными объектами внимания будут именно растения, неминуемо возникнет вопрос о регулярном поливе. Полив из лейки – работа для трудолюбивых, а нам нужен насос ...  >>>
Выбор циркуляционного насоса. Выбором оборудования для отопительной системы и отопительных приборов, как правило, занимаются специалисты. Однако бывают и случаи, когда нет возможности прибегнуть к помощи профессионалов ...  >>>

www.agrovodcom.ru


Смотрите также