1. Характеристика объектов скважины и причины, вызывающие необходимость их ремонта в процессе эксплуатации. Конструкции эксплуатационных колонн и возможная их оснастка
 Скачать 414.61 Kb.
|
|
По плотности (в г/см3) тампонажные растворы подразделяются на а) легкие до 1,3, б) облегченные— 1,3—1,75, в) норм — 1,75—1,95, г) утяжеленные— 1,95—2,20, д) тяж— выше 2,2. Тампонажные цементы должны обладать: замедленным началом схватывания; ускоренным началом твердения с соответствующей этому моменту высокой прочностью; низкой проницаемостью после схватывания и твердения; большой текучестью; высокой плотностью. На схватывание цем р-ра в скважине влияет Водоцементное отношение — отношение массового количества воды к массовому количеству сухого цемента (применяются 0,4 до 0,5). 25. Разрушение металла в скважине при капитальном ремонте. Способы и особенности разрушения. Фрезеры. Райберы. К механическому способу относятся фрезерование, гидропескоструйное разрушение, шарикоимпульсное разрушение, разрушение взрывом и др. При химическом способе разрушение происходит в результате воздействия на аварийный объект высокоактивных химических веществ. При термическом способе применяют плазменное и электронно-лучевое разрушения, разрушения с помощью электрической дуги и др. Фрезерование – наиболее распространенный и повсеместно применяемый в практике восстановления аварийных скважин способ, основанный на резании металлов с помощью различных режущих устройств. Фрезеры забойные ФЗ Эти фрезеры предназначены для фрезерования металлических предметов и цемента в обсаженных и стволах эксплуатационных скважин. большая проходки по металлу (до 20 м) и выполнены в термоизносостойком исполнении. Высота армировки режущей части до 25-30 мм. Фрезер ФЗ-118 – базовый типоразмер всех фрезеров ФЗ – состоит из цилиндрического корпуса, нижний конец которого армирован композиционным материалом, а верхний снабжен замковой резьбой для свинчивания с колонной бурильных труб. В отличии от серийных фрезеров типа ФЗ в армированном слое предусмотрены дополнительные промывочные каналы, по которым промывочная жидкость поступает непосредственно в зону резания.режимы работ, в зависимости от их диаметров: Для фрезеров диаметрами от 90-150 мм:....При фрезеровании высокопрочных сталей(предел текучести 700-1000 Н/мм2) осевая нагрузка, кН……………….50-60.........60-70 частота вращения, об/мин………100-140........140-180 Для поддержания нормальной температуры фрезерования охлаждающая жидкость должна быть распределена в зоне резания равномерно. Комплекс фрезеров истирающе-режущих кольцевых ФК. Фрезеры истирающе-режущие кольцевые ФК предназначены для фрезерования прихваченных бурильных и насосно-компрессорных труб в обсаженных скважинах. Фрезер состоит из корпуса резьбовой головки, режущей кромки на внутренней поверхности корпуса нарезаны винтовые пазы, пересекающие вертикальные каналы, расположенные в теле. Направление пазов противоположо вращению фрезера. Наружные диаметры фрезеруемых насосно-компрессорных труб от 48 до 114 мм, бурильных труб от47 до 168 мм. Работа этих фрезеров зачастую осложняется тем что прихваченные трубы расположены несоосно со стволом скважины. сложен процесс обработки конца аварийной трубы. таким фрезером удается за один спуск завершить обработку и подготовку конца аварийных труб для захвата их ловильным инструментом. Фрезер забойный комбинированный ФЗК. для кольцевого фрезерованияпо наружному диаметру и последующего фрезерования по всему сечению незакрепленных металлических предметов в обсаженной скважине. Состоит из переводника, торцевого и кольцевого фрезеров. Торцовый фрезер имеет промывочные каналы, режущую армировку и присоединительную резьбу для хвостовика. На внутренней поверхности кольцевого фрезера выполнен ряд чередующихся пазов, направленных по винтовой линии и пересекающих вертикальные промывочные каналы. плюс - совмещать фрезерные работы, выполняемые известными забойными и кольцевыми фрезерами в отдельности, и тем самым сократить спуско - подъемные операции, и время ремонта. характеристика Диаметр наружный, мм……………………………………………..118 Длина, мм…………………………………………………………….. 625 Высота режущих частей, мм……………………………………….. 20 Максимальная осевая нагрузка, кН………………………………… 40 Число оборотов инструмента, об/мин…………………………...80-100 Подача промывочного насоса……………………………………..10-12 Масса, кг……………………………………………………………… 35 Фрезеры пилотные 20Ф и 23Ф для фрезерования элементов трубныхколонн (НКТ, бурильных труб, замков, хвостовиков, пакеров и др.) припроведении ремонтно-восстановительных работ в нефтяных, газовых игеологоразведочных скважинах. Фрезер пилотный состоит из корпуса, изготовленного из высокопрочной легированной стали. В центральной части нижнего торца корпуса закреплен направляющий шток (пилот). В верхней части корпуса выполнена присоединительная резьба, в нижних торцах и боковых поверхностях корпуса и штока- отверстия и соответствующие каналы для обеспечения эффективного охлаждения и интенсивной промывки и выноса стружки, нижние торцевые поверхности корпуса фрезера и штока оснащены режущими элементами. Фрезеры пилотные типа 20Ф, предназначенные преимущественно для разбуривания взрывных алюминиевых пакеров типа ВП и др.в эксплуатационных колоннах, оснащены режущими вставками из быстрорежущей стали типа Р18. Фрезеры пилотные типа 23Ф, предназначенные для разрушения металлических предметов, цементного камня и зацементированных металлических предметов как в обсадных колоннах так и в открытом стволе, в качестве режущих элементов имеют режуще-истирающие напайки, состоящие из частиц дробленого карбида вольфрама, внедренных в матрицу из никельсодержащей латуни. Напайка может быть выполнена гладкой или зубчатой формы. Фрезеры колонные конусные ФКК. Фрезеры ФКК предназначены для фрезерования поврежденных мест (смятий, сломов) эксплуатационных и обсадных колонн скважин под шаблон соответствующего размера. Применяются при калибровке обсаженного ствола скважины для очистки его внутренней поверхности от цементной корки. Цилиндрическая, коническая и нижняя торцовые части фрезера оснащены режущими зубьями, представляющими собой пазы с установленными в них твердосплавными пластинами. В верхней части корпуса выполнена замковая резьба для присоединения к колонне бурильных труб. Фрезер имеет боковые промывочные отверстия, расположенные под Фрезеры ФКК изготовляют в двух исполнениях: с боковыми промывочными отверстиями, с центральными и боковыми промывочными отверстиями.углом к оси инструмента. 24.Аварийно – восстановительные работы в эксплуатационных колоннах. Характеристика аварий и причины их возникновения. Классификации. Классификация и виды аварийных работ Аварии в эксплуатационных скважинах рассматриваются как прекращение технологических процессов добычи нефти и газа, вызванное прихватом или обрывом и падением на забой внутрискважинного оборудования; В процессе эксплуатации происходят следующие виды аварий в добывающих скважинах: - аварии со скважинными трубами; - аварии со скважинными двигателями, приборами (устройствами), пакерами и низами бурильной колонны; - аварии с кабелями, канатами, проволоками; - прочие. В нагнетательных скважинах: - прихваты насосно-компрессорных труб с пакером и без пакера; - поломка (падение) НКТ с пакером и без пакера; К авариям первого вида относятся прихваты и поломки бурильных обсадных и насосно-компрессорных труб в обсаженных и не обсаженных скважинах диаметрами от 90 до 480 мм. К авариям второго вида относятся аварии с турбобурами, погружными центробежными насосами, долотами, пакерами, приборами и устройствами для исследования скважин. В третий вид входят аварии с кабелями геофизических приборов погружных насосов и других устройств; с канатами и проволоками для спуска приборов. К прочим относятся аварии с глубиннонасосными штангами, оставленными в скважине (колонне) или в аварийных подъемных трубах: падение плашек, сухарей и других металлических предметов. Причины возникновения аварий Наибольшее число аварий происходит при механизированном способе добычи нефти, что обусловлено значительным числом скважин, эксплуатирующихся механизированным способом. В процессе эксплуатации скважин насосным способом (ШГН) подъемные трубы систематически подвергаются воздействиям коррозии и трению о штанги, вследствие чего толщина стенки труб со временем уменьшается. Нередки случаи, когда обрыв и падение колонны изношенных труб происходит в процессе работы насосной установки. Известны случаи, когда узел соединения колонны подъемных труб с планшайбой сильно изнашивается от истирания о штанги. При движении штанг вверх-вниз из-за несоосности талевой системы и скважины износ в месте соединения планшайбы трубами усиливается, что может служить причиной падения в скважину колонны труб при подъеме планшайбы. Наиболее сложные аварии происходят с погружными центробежными электронасосами (ЭЦН). Падение в скважину оборудования ЭЦН и его узлов нередко происходит в процессе эксплуатации скважин. Аварии с ЭЦН можно группировать следующим образом: - обрыв насосно-компрессорных труб; - обрыв кабеля; - обрыв соединений компенсатора; - обрыв соединений насоса; - обрыв соединений протектора. Одна из основных причин обрыва насосно-компрессорных труб при эксплуатации скважин с ЭЦН – вибрация колонны. При этом возможны радиальные перемещения нижней части колонны труб. Коррозионно-активная среда, особенно при наличии в продукции скважины сероводорода, способствует разрушению труб. Анализ данных об авариях с ЭЦН показывает, что более 90 % всех аварий с ЭЦН составляют обрывы насосно-компрессорных труб и кабеля. В результате обрыва колонны насосно-компрессорных труб на забой падает комплект ЭЦН, часть колонны труб и часть кабеля, как правило, кабеля в скважине оказывается больше, чем труб. Эта авария является наиболее сложной. Узлы ЭЦН соединяются между собой фланцами при помощи шпилек. Обрыв этих соединений происходит в основном по следующим причинам: - при сборке и спуске ЭЦН в скважину шпильки фланцевых соединений затягиваются недостаточно равномерно. При вибрации установки во время ее работы происходит раскрепление некоторых из них, вследствие чего вся нагрузка приходится на оставшиеся. Со временем более напряженные шпильки обрываются и узел ЭЦН падает на забой; - коррозионное разрушение шпилек фланцевых соединений приводит к ослаблению последних; - конструктивное несовершенство соединения. Ликвидация аварий с ЭЦН существенно отличается от других видов ловильных работ. Особенно осложняет ловильные работы наличие в скважине кабеля, металлических поясков и защитных кожухов установки. При механизированном способе добычи нефти известны различные меры и методы предупреждения аварий и осложнений. Для предотвращения истирания труб штангами рекомендуется укорачивать или удлинять подвеску на одну-две трубы при каждом ремонте скважины. Это позволяет изменить место контакта (истирания) штанг с трубами, следовательно, повысить срок службы последних. Для предотвращения износа присоединительной части планшайбы и полета насосно-компрессорных труб необходимо при спуске и подъеме штанг на муфту планшайбы установить ниппель-воронку, центрирующую колонну штанг и при каждом ремонте скважины ревизировать, а при необходимости менять присоединительный патрубок планшайбы. Для предотвращения обрывов труб при эксплуатации скважин с ЭЦН необходимо в нижней части труб установить виброгасящее устройство. При наличии в продукции скважины коррозионно-активных компонентов следует применять ингибиторы коррозии, высоколегированные трубы, антикоррозионные защитные покрытия оборудования, применять материалы в коррозионно-стойком исполнении и т.д. 26.Извлечение из скважины прихваченных труб. Методы освобождения. Освобождение труб, прихваченных песком и цементом. Колокола ловильные К предназначены для захвата с последующим извлечением оставшейся в скважине колонны бурильных или насосно компрессорных труб путем нарезания резьбы на их наружную поверхность. Колокола ловильные изготовляют в двух видах: колокола несквозные К и колокола сквозные КС . Несквозные колокола предусматриваются в трех исполнениях: гладкие, с воронкой, выполненной за одно целое с колоколом, и с резьбой под воронку. Сквозные колокола изготавливают двух типов: гладкие с переводником и с резьбой под воронку. Для присоединения к бурильной колонне на верхнем конце колокола имеется резьба, соответствующая замковой резьбе бурильных труб. В нижней части колокола на внутренней конусной поверхности нарезана ловильная резьба специального профиля конусностью 1:16, по всей длине ловильной резьбы открыты продольные канавки для создания режущей кромки и выхода стружки при нарезании резьбы колоколом. Для улучшения условий врезания колокола в ловимый объект передние грани его продольных канавок выполнены под углом 30. На наружной поверхности нижнего конца колокола предусмотрена резьба для присоединения к нему направления. Колокола изготавливают правыми и левыми. Правые колокола применяют для извлечения колонны правых труб целиком и левых труб по частям (отворачиванием); Колокола ловильные сквозные КС обеспечивают пропуск сквозь корпус оборванного или безмуфтового конца ловимой трубы с последующим захватом путем нарезания резьбы на наружной поверхности замка или муфты. Метчики ловильные Метчики типа МЭУ и МЭС предназначены для захвата и извлечения оставшейся в скважине колонны насосно-компрессорных труб, оканчивающихся муфтой. Метчики ловильные выпускаются в четырех видах: метчики МЭУ (метчик эксплуатационный универсальный) и МЭС (метчик эксплуатационный специальный), и метчики МБУ (метчик бурильный универсальный), и МСЗ (метчик специальный замковый). Корпус метчика изготовлен в виде усеченного корпуса, на верхнем конце которого имеется внутренняя замковая резьба для свинчивания с колонной бурильных труб, а на нижнем – ловильная. Ловильная резьба универсального метчика имеет специальный профиль конусностью 1:8. Резьба метчика подвергается цементации с последующей закалкой и отпуском При работе метчиком в скважине большого диаметра применяются центрирующие приспособления, облегчающие ввод метчика в ловимую колонну. Метчики изготавливают правыми и левыми. Ловильная резьба пециальных метчиков имеет профиль и размеры резьбы соответствующей насосно-компрессорной трубы (гладкой или высаженной). В остальном специальные метчики не отличаются от универсальных. Принцип действия универсального и специального метчиков одинаковый. При работе правым специальным метчиком происходит свинчивание его с муфтой ловимой трубы; при работе левым - прорезание резьбы муфты ловимой трубы и одновременно свинчивание метчика с ловимым объектом. Метчик на колонне бурильных труб спускают в скважину и останавливают в 10 м до верхней части аварийной колонны. Восстанавливая циркуляцию, нащупывают верхний конец аварийного объекта, что определяется по индикатору веса. Не прекращая циркуляцию и медленно вращая колонну бурильных труб, метчик вводят в ловимые трубы. При попадании в них метчика увеличивают давление на нагнетательной линии. Если при вращении метчика, т.е. при врезании в ловимые трубы, давление резко поднимается, это значит, что через башмак аварийных труб не восстанавливается циркуляция. В невозможности восстановления циркуляции допускается врезание метчика без закачки жидкости, но более медленным вращением инструмента для установления температурного режима. Признаком нарезания служит снижение нагрузки. Труболовки внутренние плашечные По назначению и характеру захвата труболовки бывают внутренними (захват за внутреннюю поверхность насосно-компрессорных труб) и наружными, а по принципу работы – освобождающимися и неосвобождающимися. Стандартом предусмотрен выпуск труболовок ТВМ девяти типоразмеров. Труболовки ТВМ разработаны в двух исполнениях: ТВМ-1 (исполнение1) – упирающиеся в торец захватываемой колонны труб и ТВМ -2 (исполнение 2) – заводимые внутрь захватываемой колонны труб на любую глубину Труболовки ТВМ-114 выпускаются в обоих исполнениях и имеют конструктивные отличия Труболовки плашечные типа ТВМП60 -1, ТВПМ73-1, ТВПМ89-1, ТВПМ102-1 и ТВПМ114-1 (исполнение 1) предназначены для захвата за внутреннюю поверхность и последующего извлечения трубчатых элементов колонн при проведении ловильных работ в нефтяных, газовых и геологоразведочных скважинах. Труболовка состоит из корпуса, переводника, наконечника, плашек, плашкодержателя и механизма освобождения. Захват ловимой колонны осуществляется при подъеме руболовки за счет перемещения плашек по наклонным пазам типа «ласточкин хвост» корпуса и заклинивания между корпусом и внутренней поверхностью трубы. Синхронизация перемещения плашек относительно корпуса труболовки обеспечивается наличием плашкодержателя, выполненного в виде патрубка с радиальными пазами, в которых располагаются плашки, и установленного на корпусе с возможностью ограниченного осевого перемещения. Верхняя часть плашкодержателя закреплена в нижней муфте механизма освобождения, служащего для перевода и фиксации плашкодержателя вместе с плашками в крайнем верхнем относительно корпуса положении, при этом плашки не имеют контакта с аварийной колонной. Механизм освобождения приводится в действие перемещением труболовки вниз до контакта верхнего торца ловимой колонны с нижним торцом муфты механизма освобождения и последующим вращением труболовки. Труболовки внутренние неосвобождающиеся ТВП (ТВ) Труболовка ТВП состоит только из механизма захвата, который изготовляют в двух исполнениях: одноплашечном и шестиплашечном. Одноплашечные труболовки ТВП48 и ТВП60 предназначены для захвата насосно компрессорных труб диаметром 48 и 60 мм. На поверхности стержня, на противоположной стороне плашки, нарезана насечка для контакта с внутренней поверхностью ловимой трубы и увеличения силы сцепления. В стержне предусмотрен промывочный канал. Шестиплашечный механизм захвата (рис. 6) состоит из стержня с шестью наклонными плоскостями, расположенными в два яруса и смещенными относительно друг друга на 600. Посредине каждой плоскости расположены продольные выступы с профилем сечения в виде ласточкина хвоста. По этим выступам в вертикальном направлении вместе с плашкодержателем перемещают плашки , имеющие гребенчатую насечку. Перемещение плашки ограничивается в верхнем положении упором в заплечик стержня, в нижнем - упором в торец наконечника. При необходимости труболовки оснащаются специальным переводником и центрирующими приспособлениями (направлением с вырезом или направлением с воронкой). |