прс. Лекция ПРС. Лекция Общие понятия о подземном и капитальном ремонте скважин

• Название: Лекция Общие понятия о подземном и капитальном ремонте скважин
• Дата: 03.03.2023
• Размер: 1.23 Mb.
• Имя файла: Лекция ПРС.docx
• Тип: Лекция; #966213

Лекция

Общие понятия о подземном и капитальном ремонте скважин

Все работы по вводу скважин в эксплуатацию связаны со спуском в них оборудования: НКТ, глубинных насосов, насосных штанг и т. п.

В процессе эксплуатации скважин фонтанным, компрессорным или насосным способом нарушается их работа, что выражается в постепенном или резком снижении дебита, иногда даже в полном прекращении подачи жидкости.

Работы по восстановлению заданного технологического режима эксплуатации скважины:

• 
  подъем подземного оборудования для его замены или ремонта; очистка скважины от песчаной пробки желонкой или промывкой;
  
• 
  ликвидация обрыва или отвинчивание насосных штанг; другие операции.
  

Изменение технологического режима работ скважин вызывает необходимость изменения длины колонны подъемных труб, замены НКТ, спущенных в скважину, трубами другого диаметра, УЭЦН, УШСН, ликвидации обрыва штанг, замены скважинного устьевого оборудования и т. п. Все эти работы относятся к подземному (текущему) ремонту скважин и выполняются специальными бригадами по подземному ремонту.

Более сложные работы, связанные с ликвидацией аварии с обсадной колонной (слом, смятие), с изоляцией появившейся в скважине воды, переходом на другой продуктивный горизонт, ловлей оборвавшихся труб, кабеля, тартального каната или какого-либо инструмента, относятся к категории капитального ремонта.

Работы по капитальному ремонту скважин выполняют специальные бригады. Задачей промысловых работников, в том числе и работников подземного ремонта скважин, является сокращение сроков подземного ремонта, максимальное увеличение межремонтного периода работы скважин.

Высококачественный подземный ремонт – главное условие увеличения добычи нефти и газа. Чем выше качество ремонта, тем больше межремонтный период и тем эффективнее эксплуатация скважины.

Под межремонтным периодом работы скважин понимается продолжительность фактической эксплуатации скважины от ремонта до

ремонта, то есть время между двумя последовательно проводимыми ремонтами.

Продолжительность межремонтного периода работы скважины обычно определяют один раз в квартал (или полугодие) путем деления числа скважино-дней, отработанных в течение квартала (полугодия), на число подземных ремонтов за то же рабочее время в данной скважине.

Для удлинения межремонтного периода большое значение имеет комплексный ремонт – ремонт наземного оборудования и подземный ремонт скважины. Чтобы гарантийный срок работы скважины был выдержан, ремонт наземного оборудования должен быть совмещен с подземным ремонтом. Поэтому на промысле заранее должны быть составлены комплексные графики на подземный ремонт и на ремонт наземного оборудования.

Коэффициент эксплуатации скважин – отношение времени фактической работы скважин к их общему календарному времени за месяц, квартал, год.

Коэффициент эксплуатации всегда меньше 1 и в среднем по нефте- и газодобывающим предприятиям составляет 0,94 – 0,98, то есть от 2 до 6 % общего времени приходится на ремонтные работы в скважинах.

Текущий ремонт выполняет бригада по подземному ремонту (НГДУ). Организация вахтовая – 3 чел.: оператор с помощником у устья и тракторист-шофер на лебедке.

Капитальный ремонт выполняют бригады капитального ремонта, входящие в состав сервисных предприятий нефтяных компаний.

Для ремонта скважин используют подъемные агрегаты и специальное оборудование. Агрегат для ремонта скважин – это подъемная установка, укомплектованная из самоходного транспорта, лебедки, вышки, талевой системы и другого оборудования (ротор, промывочный насос и др.).



Рисунок 1 Агрегат А50
Применяются агрегаты и подъемные установки для ремонта скважин: Азинмаш 43–А, А–50У (Рисунок 1,2), КОРО–80, АР–32, А60/80, КВМ–60, АПРС–40 и др. Эти установки реализуют обычную технологию – с применением стальных труб с резьбовыми муфтовыми соединениями. Для ремонта и бурения скважин с применением гибких непрерывных труб (Ø от 19 мм до 114 мм, длина труб в бухте до 5000 м и более) используют установки М–10, М–20, М–40 и др. Из зарубежных на отечественных промыслах применяются установки “Кардвелл”, “Дреко”, ”Кремко” и др.



Рисунок 2 Подъемный агрегат на устье ремонтируемой скважины

Классификация работ выполняемых при подземном ремонте скважин

Подземным ремонтом скважины называется комплекс работ, связанных с предупреждением и ликвидацией неполадок с подземным оборудованием и стволом скважины.

Подземный ремонт скважин условно можно разделитьнатекущий и капитальный.

Текущим ремонтом скважин (ТРС) называется комплекс работ, направленных на восстановление работоспособности скважинного и устьевого оборудования, и работ по изменению режима эксплуатации скважины, а также по очистке скважинного оборудования, стенок скважины и забоя от различных отложений (парафина, гидратных пробок, солей, продуктов коррозии)

Текущий ремонт подразделяется на:

• 
  предупредительный,
  
• 
  вынужденный
  
• 
  технологические работы.
  

Предупредительный ремонт скважин - это ремонт с целью предупреждения отклонений от заданных технологических режимов эксплуатации скважин, вызванных возможными неполадками в работе как подземного оборудования, так и самих скважин. Планово-предупредительный ремонт планируется заблаговременно и проводится в соответствии с графиками ремонта.

Предупредительный ремонт в зависимости от спосо­ба эксплуатации скважины включает следующие операции.

При фонтанной или компрессорной эксплуатации:

• 
  спуск или подъем колонн труб;
  
• 
  замену отдельных изношенных или имеющих дефекты труб;
  
• 
  установку или замену пакеров, якорей, газлифтных клапанов, клапанов-отсекателей;
  
• 
  очистку внутренней полости труб от песка, парафина, солей или продуктов коррозии (с подъемом и без подъема труб на поверх­ность);
  
• 
  промывку пробок.
  

При эксплуатации ШСН или ЭЦН к перечисленным операциям добавляют:

• 
  спуск или подъем насоса, проверку его состояния, замену насоса:
  
• 
  проверку и замену клапанных узлов;
  
• 
  проверку, очистку или замену защитных приспособлений насо­са;
  
• 
  спуск, подъем или замену подземного оборудования скважин, оборудованных ЭЦН;
  
• 
  установку или замену клапанов-отсекателей.
  

Вынужденный ремонт (аварийный) проводят для устранения внезап­но появившихся отказов или дефектов в работе оборудования:

• 
  ликвидация обрывов или отвинчивания колонны насосных штанг;
  
• 
  расхаживание заклиненного плунжера;
  
• 
  расхаживание прихваченных труб.
  

Технологические работы выполняются при введении в эксплуатацию новых скважин после бурения или капитального ремонта, а также при необходимости изменения режима их работы.

К технологическим работам относятся:

• 
  изменение глубины подвески рядов труб или их диаметров при фонтанной или газлифтной эксплуатации;
  
• 
  изменение глубины подвески насоса;
  
• 
  замена насоса на другой.
  

Капитальный ремонт скважины (КРС) – комплекс работ по восстановлению ее работоспособности и устранению дефектов в конструкции скважины. Объектом воздействия при проведении КРС является эксплуатационная и обсадная колонны, заколонное пространство, призабойная зона, а также прилегающие к скважине участки пластов.

Капитальный ремонт скважин включает в себя опера­ции, связанные с:

• 
  ремонтом собственно скважины
  
• 
  воздействием на призабойную зону и пласт с целью увеличения (восстановления) дебита скважины.
  
• 
  Кроме того, обычно к ним относят сложные вынужденные операции текущего ремонта, например извлечение оборванных штанг и труб.
  

Помимо обследования скважин и уточнения номенклатуры предстоящих к выполнению операций капитальный ремонт вклю­чает:

• 
  ремонтно-исправительные работы (РИР) (герметизация устья, исправ­ление и замена поврежденной части колонны, перекрытие дефек­тов в колонне, установка и разбуривание цементных пробок),
  
• 
  изоляционные работы,
  
• 
  крепление пород призабойной зоны,
  
• 
  очистку фильтра,
  
• 
  переход на другой продуктивный горизонт,
  
• 
  зарезку и бурение второго ствола (ЗБС),
  
• 
  ловильные работы.
  

К капитальному ремонту могут быть также отнесены и рабо­ты, связанные с воздействием на призабойную зону и пласты:

1. 
   Химический метод:
   

• 
  кислотная обработка;
  

2. 
   Гидромеханический:
   

• 
  гидравлический разрыв пласта (ГРП);
  

3. 
   Тепловой метод:
   

• 
  тепловое воздействие на призабойную зону.
  

При подземном ремонте выполняются следующие операции:

• 
  транспортные — доставка к скважине необходимого оборудова­ния и инструмента;
  
• 
  подготовительные — установка оборудования на площадке у скважины и подготовка его к работе;
  
• 
  спуско-подъемные (СПО) — извлечение или спуск в скважину обору­дования;
  
• 
  собственно операции ремонта;
  
• 
  заключительные — свертывание комплекса оборудования и под­готовка его к транспортировке.
  

Методы воздействия на призабойную зону пласта

Дополнительный приток нефти в скважины, а, следовательно, и дополнительный дебит обеспечивают применение методов увеличения проницаемости призабойной зоны пласта. На окончательной стадии бурения скважины глинистый раствор может проникать в поры и капилляры призабойной зоны пласта, снижая ее проницаемость. Снижение проницаемости этой зоны, загрязнение ее возможно и в процессе эксплуатации скважины. Проницаемость призабойной зоны продуктивного пласта увеличивают за счет применения различных методов:

• 
  химических (кислотные обработки);
  
• 
  механических (гидравлический разрыв пласта и с помощью импульсно-ударного воздействия и взрывов);
  
• 
  тепловых (паротепловая обработка, электропрогрев) и их комбинированием.
  

Кислотная обработка скважин связана с подачей на забой скважины под определенным давлением растворов кислот. Растворы кислот под давлением проникают в имеющиеся в пласте мелкие поры и трещины и расширяют их. Одновременно с этим образуются новые каналы, по которым нефть может проникать к забою скважины. Для кислотной обработки применяют в основном водные растворы соляной и плавиковой (фтористоводородной) кислоты. Концентрация кислоты в растворе обычно принимается равной 10–15 %, что связано с опасностью коррозионного разрушения труб и оборудования. Однако в связи с широким использованием высокоэффективных ингибиторов коррозии и снижением опасности коррозии концентрацию кислоты в растворе увеличивают до 25–28 %, что позволяет повысить эффективность кислотной обработки. Длительность кислотной обработки скважин зависит от многих факторов:

• 
  температуры на забое скважины;
  
• 
  генезиса пород продуктивного пласта;
  
• 
  химического состава пород продуктивного пласта; концентрации раствора; давления закачки.
  

Технологический процесс кислотной обработки скважин включает операции заполнения скважины кислотным раствором, продавливание кислотного раствора в пласт при герметизации устья скважин закрытием задвижки. После окончания процесса продавливания скважину оставляют на некоторое время под давлением для реагирования кислоты с породами продуктивного пласта. Длительность кислотной обработки после продавливания составляет 12–16 ч. на месторождениях с температурой на забое не более 40 °С и 2–3 ч. при забойных температурах 100– 150 °С.

Гидравлический разрыв пласта (ГРП) заключается в образовании и расширении в пласте трещин при создании высоких давлений на забое жидкостью, закачиваемой в скважину. В образовавшиеся трещины нагнетают песок, чтобы после снятия давления трещина не сомкнулась. Трещины, образовавшиеся в пласте, являются проводниками нефти и газа, связывающими скважину с удаленными от забоя продуктивными зонами пласта. Протяженность трещин может достигать нескольких десятков метров, ширина их 1–4 мм. После гидроразрыва пласта производительность скважины часто увеличивается в несколько раз.

Операция ГРП состоит из следующих этапов: закачки жидкости разрыва для образования трещин, закачки жидкости–песконосителя, закачки жидкости для продавливания песка в трещины.

Гидропескоструйная перфорация скважин применяется для создания каналов, соединяющих ствол скважины с пластом при кислотной обработке скважины и других методах воздействия. Метод основан на использовании кинетической энергии и абразивных свойств струи жидкости с песком, истекающей с большой скоростью из насадок перфоратора и направленной на стенку скважины. За короткое время струя жидкости с песком образует отверстие или прорезь в обсадной колонне и канал или щель в цементном камне и породе пласта. Жидкость с песком направляется к насадкам перфоратора по колонне насоснокомпрессорных труб с помощью насосов, установленных у скважины.

Виброобработка забоев скважин заключается в том, что на забое скважины с помощью вибратора формируются волновые возмущения среды в виде частых гидравлических импульсов или резких колебаний давления различной частоты и амплитуды. При этом повышается проводимость пластовых систем вследствие образования новых и расширения старых трещин и очистки призабойной зоны.

Торпедирование скважин состоит в том, что заряженную взрывчатым веществом (ВВ) торпеду спускают в скважину и взрывают против продуктивного пласта. При взрыве образуется каверна, в результате чего увеличиваются диаметр скважины и сеть трещин.

Тепловое воздействие на призабойную зону используют в том случае, если добываемая нефть содержит смолу или парафин. Существует несколько видов теплового воздействия: электротепловая обработка; закачка в скважину горячих жидкостей; паротепловая обработка.

Термокислотную обработку скважин применяют на месторождениях нефтей с большим содержанием парафина. В этом случае перед кислотной обработкой скважину промывают горячей нефтью или призабойную зону пласта прогревают каким-либо нагревателем для расплавления осадков парафинистых отложений. Сразу после этого проводят кислотную обработку.

Назначение, конструкция, технические характеристики элеваторов, спайдеров

Инструмент для проведения спуско-подьемных операций

При спуско-подъемных операциях для повышения производительности труда и выполнения требований техники безопасности применяется специальный инструмент:

а) элеваторы, используемые при перемещении и удержании на весу как отдельных насосно-компрессорных труб и штанг, так и всей колонны;

б) спайдеры, предназначенные для удержания на весу колонны труб;

в) ключи, используемые для свинчивания и развинчивания труб и штанг, а также вспомогательные приспособления, облегчающие работу, - направляющие воронки, вилки, лотки и т. д.

Элеватор - инструмент, которым осуществляется захват трубы или штанги при подъеме, спуске или удержании на весу. Элеватор подвешивается к крюку талевой системы при помощи серьги или штропов. По конструкции элеваторы подразделяются на балочные и стержневые.

Элеватор ЭХ-7 (рис. 5.8.) состоит из массивного кованого корпуса 1, в средней части которого имеется отверстие для насосно-компрессорной трубы, а по краям - отверстия для штропов.



Рис. 5.8. Элеватор ЭХ-7

Для предохранения трубы от выпадания элеватор имеет затвор 2 и предохранитель. При провисании штропов они фиксируются в корпусе предохранительными пальцами 3, установленными в отверстия корпуса. Затвор и предохранитель устроены следующим образом. Затвор 2 с ввинченной в него рукояткой 4 поворачивается в кольцевой проточке верхней части корпуса. Для предотвращения самоотворачивания рукоятки предусмотрен винт 5. Предохранитель состоит из корпуса 7 с пружинным штоком 6, в который ввинчена ручка 8. В верхней части штока имеется скошенный выступ. Чтобы закрыть элеватор, необходимо повернуть рукоятку затвора по часовой стрелке.

Не достигнув крайнего положения, рукоятка соприкасается со скошенным выступом штока и, отжимая его вниз, занимает крайнее левое положение в прорези корпуса элеватора. При этом шток поднимается вверх и таким образом фиксирует закрытое положение элеватора. Чтобы открыть элеватор, необходимо отжать ручку предохранителя и одновременно повернуть рукоятку затвора против часовой стрелки до упора, при этом прорезь затвора совпадает с прорезью в корпусе элеватора, что обеспечивает свободную «зарядку» или «разрядку» элеватора трубой.

Элеватор «Красное Сормово» (рис. 5.9.) также относится к балочным двухштропным элеваторам. Он в основном применяется для спуска и подъема тяжелых колонн.



Рис. 5.9. Элеватор «Красное Сормово»

Элеватор состоит из корпуса 3, створки 1 с рукояткой 9 и замка 8. Массивный кованый корпус имеет по бокам выемки для штропов; их выпадению препятствуют предохранительные паль­цы 4. Затвор вращается вокруг пальца 2 и запирается замком 8, вращающимся вокруг оси 5. Замок имеет выступ, на который са­дится муфта трубы при подъеме ее элеватором, чем предотвраща­ется самооткрывание элеватора под нагрузкой. Пружина б, наде­тая на крючок 7, и винт 10 прижимают замок к корпусу, и под действием пружин элеватор при захлопывании затвора запирается автоматически.

Элеватор ЭТАД (рис. 5.10.) с захватным автоматическим устройством предназначен для работы с насосно-компрессорными трубами с условными диаметрами от 48 до 114 мм.

Элеватор состоит из корпуса с подпружиненными защелка­ми штропов. выдвижного захвата, упоров, запирающего устройст­ва с рукояткой.

Захваты элеватора сменные и рассчитаны на определенный диаметр НКТ. Это позволяет использовать один корпус элеватора при спуско-подъеме труб нескольких размеров. Захват включает в себя шток, шарнирно соединенный с двумя челюстями. Шток снабжен шлицами, сопрягающимися с втулкой запирающего устройства. Запирающее устройство служит для фиксации челюстей элеватора в крайних положениях, соответствующих открытому или закрытому состоянию.



Рис. 5.10. Элеватор ЭТАД:

1 -предохранитель; 2 - корпус; 3 — упор; 4 - захват; 5— рукоятка

Элеватор ЭТА (рис. 5.11.) используется для работ как при механизированном свинчивании и развинчивании труб, так и при ручных работах.

При использовании клинового спайдера или автомата АПР, имеющего клиновой захват для подъема и спуска труб, достаточно иметь один элеватор, подвешенный на крюке талевого блока. Он состоит из корпуса 4, серьги 1, соединенных шарнирно. В корпусе размещен захват, состоящий из рукоятки 5, направляющей втулки 6 с осью штырей 7, направляющих 9, челюстей 8. Внутренняя часть корпуса имеет опорную поверхность под захват, на который опирается муфта трубы. Вес колонны труб через захват передается на корпус элеватора. Захват состоит из правой и левой челюстей, соединенных между собой осью. Ось, в свою очередь, соединена со штоком, на котором укреплена рукоятка 5. Рукоятка 5 выполняет функции обычной рукоятки, а также служит для закрывания и открывания челюстей захвата и фиксации их в крайних положениях. Узел захвата быстро заменяем, выбирается в зависимости от диаметра насосно-компрессорных труб.



Рис. 5.11. Трубный элеватор ЭТА:

1 —серьга; 2— палец; 3-шплинты; 4 - корпус; 5 —рукоятка; 6- направляющая втулка; 7 - штырь; 8 - челюсть; 9 - направляющие; 10-6олт
Штанговые элеваторы предназначены для захвата и подвешивания колонны насосных штанг при спуско-подъемных операциях. Наибольшее распространение получил усовершенствованный элеватор ЭШН (рис. 5.13.). В корпусе 1 элеватора имеется



Рис. 5.13. Штанговый элеватор ЭШН

кольцевая расточка, внутри которой вращается втулка 7, расположенная эксцентрично относительно центрального отверстия. В корпусе и втулке имеются разрезы, при совмещении которых штанга может быть введена в элеватор.

Для предохранения элеватора от износа на его опорный выступ устанавливается вкладыш 6, фиксируемый винтом 5. Вкладыш и втулка сменные, изготовляются двух размеров: первый -для 16, 19 и 22-мм штанг и второй - для 25-мм штанг. Для удобного обхвата штропа 8 и предотвращения скольжения руки при захвате на внутренней части обеих струн штропа сделаны выступы. Штроп укреплен с обоих концов элеватора шайбами 3 и шплинтами 4. Для предохранения от выпадания втулки в корпус ввинчены два винта 2, концы которых входят в кольцевой паз втулки. Элеватор закрывается поворотом втулки при помощи рукоятки. Шарнирная рукоятка, утопленная в зеве элеватора, предотвращает его самопроизвольное открывание при работе.

Спайдеры

Спайдер СГ-32. Спайдер гидравлический СГ-32 предназначен для захвата за тело и удержания на весу колонны труб в процессе спуско-подъемных операций при текущем и капитальном ремонтах. Он представляет собой (рис. 5.15.) разрезной корпус со сменными клиньями под трубы разных размеров.

Клинья управляются посредством гидравлического цилиндра, встроенного в корпус спайдера. Наклонные зубья плашек обеспечивают стопорение колонны, предотвращая ее проворот в процессе свинчивания - развинчивания труб. На спайдере предусмотрено также вспомогательное ручное управление.



Рис. 5.15. Спайдер СГ-32:

1 –гидроцилиндр; 2 - рукоятка; 3- рычаг; 4 -клиновая подвеска; 5 - створка; 6- центратор; 7 - корпус

Спайдер СМ-32. Механический спайдер СМ-32 предназначен для захвата и удержания на весу колонны насосно-компрессорных труб при спуско-подъемных операциях. Спайдер состоит из корпуса, в нижней части которого расположен центратор, удерживаемый подпружиненным фиксатором, который служит для центрирования насосно-компрессорных труб. С корпусом шарнирно соединены рычаг управления, к одному концу которого прикреплена клиновая подвеска, и створка. Для закрытия зева спайдера створка запирается пальцем, снабженным петлей.

Створка и корпус в месте зева в закрытом положении образуют проход для кабеля погружного центробежного электронасоса. Для переноски спайдера к корпусу приварены рукоятки.

Клиновая подвеска состоит из трех клиньев: одного центрального и двух боковых. Плашки спайдера для удобства замены унифицированы с плашками автомата АПР-2ВБ. В основании спайдера имеются лапы с прорезями для крепления к устью скважины болтами на время подъема и спуска труб.
Назначение, конструкция, технические характеристики трубных ключей

Ключ КТН (рис. 5.17.). Труба зажимается ключом в трех местах плашкой, сухарем и челюстью 2. Плашка и сухарь имеют насечки, которые вдавливаются в трубу для предохранения ключа от скольжения. Сухарь 8 удерживается от скольжения по пазу стопорным болтом 9, ввинчиваемым в отверстие в сухаре. Для предотвращения соскальзывания надетого на трубу ключа имеется пружина. Плашка 7 удерживается от скольжения в пазу концом ручки 1, входящим в отверстие в плашке. Чтобы снять ключ с трубы, следует левой рукой взяться за ручку 1, а правой - за рукоятку 6, повернуть ее и снять ключ с трубы. Для работы с автоматами для свинчивания и развинчивания - насосно-компрессорных труб применяются высокомоментные ключи.

Наиболее изнашиваемые детали этих ключей - плашки и сухари; по мере срабатывания их необходимо заменять. Для обеспечения нормальной и безопасной работы с ключом необходимо периодически очищать металлической щеткой насечки сухарей и плашек, а также проверять пружины и при необходимости регулировать их натяг.



Рис. 5.17. Трубный ключ Халилова КТН:

1 -ручка; 2- челюсть; 3 - пружина; 4-шарнирный палец; 5, 9-стопорные болты; 6 - рукоятка; 7-плашка; 8 - сухарь

Ключ КТНД (рис. 5.18.) предназначен для свинчивания и развинчивания насосно-компрессорных труб, а также муфт к штангам, полированных штоков при ремонте скважинных насосов.



Рис. 5.18. Трубный ключ КТНД:

1 -рукоятка; 2 - круглая плашка; 3 - плоская плашка; 4 –ручка;

5 - челюсть; 6- пружина; 7 —винт
Ключ состоит из двух основных частей; челюсти 5 и рукоятки 1, шарнирно соединенных между собой. На трубе ключ удерживается пружиной 6, прикрепленной одним концом к челюсти, другим - к пальцу шарнира. Натяжение пружины регулируется вращением пальца. В натянутом состоянии пружина закрепляется на пальце винта 7. Для удобства работы ключом на челюсти имеется ручка 4, которая одновременно служит ограничителем движения плашки 3.

В данном ключе на оси рукоятки установлена круглая плашка 2 с зубьями на наружной поверхности. Для предохранения плашки от проворота служит фиксатор, который крепится к рукоятке болтом.

Ключ КОТ. Взамен трубных ключей КТНД разработаны одношарнирные ключи типа КОТ, в которых усилено крепление челюсти с ручкой, круглая плашка заменена сегментной, улучшена фиксация пружины, исключающая ее поломку. При снижении массы за счет улучшения конструкции челюсти и рукоятки увеличен передаваемый крутящий момент.

Ключ КТГ (рис. 5.19.) конструкции Г.В. Молчанова применяется при работе с автоматом АПР. Ключ состоит из рукоятки и створки, шарнирно соединенных с челюстью. При надевании ключа на трубу створка поворачивается вокруг пальца, после чего плотно прижимается к трубе. При повороте ключа за рукоятку последняя создает усилие, прижимающее створку к трубе. Это обеспечивает передачу крутящего момента развинчиваемой (или свинчиваемой) трубе.



Рис. 5.19. Трубный ключ КТГ: 1 —рукоятка; 2 - челюсть; 3 - сухарь; 4 — створка
Ключ КТТУ-М применяется при механизированном свинчивании и развинчивании труб с помощью автомата АПР-2ВБ и механических ключей КМУ. В отличие от ключа КТТ он имеет дополнительный сухарь 1 на челюсти б, что увеличивает его надежность (рис. 5.20.).

Ключ состоит из рукоятки 5 и створки 3, шарнирно соединенных с челюстью 6 при помощи пальца 2. При надевании ключа на трубу створка 3 поворачивается вокруг пальца 2 и под действием пружины 4 плотно прижимается сухарями 1 к трубе. В отличие от КТГУ в ключе КТГУ-М на осях предусмотрены крепления пружинными кольцами, предотвращающими отвинчивание и вы падение осей. Увеличена надежность и долговечность сухарей за счет применения стали марки 12ХНЗА вместо Ст20.



Рис. 5.20. Трубный ключ КТГУ-М:1 - сухарь; 2 - палец; 3 - створка; 4 - пружина, 5 - рукоятка; 6 - челюсть
Ключи КТД. Ключи трубные двухшарнирные изготовляются в двух исполнениях - КТД и КТДУ. Ключ типа КТД применяется для свинчивания и развинчивания насосно-компрессорных труб вручную, а типа КТДУ с укороченной рукояткой - для работы с механизмами.



Рис. 5.21. Ключ трубный КТД:

1 - челюсть малая, 2 - челюсть большая. 3,6- рукоятки; 4 - пружина; 5 – сухарь
Ключ (рис. 5.21.) состоит из большой 2 и малой 1 челюстей, рукояток малой 6 и большой 3, шарнирно соединенных между собой. На оси шарнира большой челюсти и рукоятки насажена пружина 4. стягивающая челюсти к центру образующих дуг, за счет чего ключ удерживается на трубе. На малой челюсти расположен самоустанавливающийся сухарь 5 с дугообразной зубчатой поверхностью, благодаря которой сухарь всей поверхности контактирует с трубой. Это обеспечивает более надежное захватывание трубы, уменьшает давление на контактной поверхности, что предохраняет сухари и поверхности труб от повреждения.

Цепной ключ (рис. 5.24.) состоит из двух щек 2 с зубьями, цепи 3 с плоскими шарнирными звеньями и рукоятки 1.



Рис. 5.24. Цепной ключ

Щеки и рукоятка соединены проходящим через середину щек болтом 4 и гайкой 5. Один конец цепи присоединен к рукоятке при помощи пальца 6 и начального звена 7. Палец 6 входит в соответствующие отверстия в щеках. Щеки термически обработаны. При установке ключа на трубу 8 зубья щек плотно охватывают трубу и служат опорой для рукоятки. Нажимая на рукоятку можно завинчивать или отвинчивать трубу. Щеки имеют по четыре рабочих сектора. При износе зубцов щеки поворачиваются и в работу включаются зубцы неизношенного сектора.

Преимуществами цепного ключа являются простота конструкции и возможность работы одним ключом с трубами различного диаметра. Цепной ключ надежен в работе; установленный на вертикальную трубу, он не падает. Это удобно при свинчивании - развинчивании труб в процессе ремонтных работ на скважинах. В процессе свинчивания - развинчивания труб оператор и помощник оператора поочередно толкают рукоятку ключа и он по инерции продолжает вращаться. Таким образом ключ передается из рук в руки.

К недостаткам цепного ключа относятся большая масса, неудобство закрепления ключа на трубе и сложность освобождения трубы при заклинивании ее в щеках ключа, а также истирание и смятие поверхности трубы, что сокращает срок ее службы. Кроме того, часто отмечается проскальзывание и обрывы цепи.

У трубного ключа должны быть исправные, несработанные звенья цепи и зубья на челюстях. Работать трубными ключами с применением прокладок между цепью и трубой запрещается. Во время работы следует очищать от грязи зубья на челюстях. Нужно иметь в виду, что при работе с цепным ключом могут быть несчастные случаи при: выпадении ключа из рук рабочего вследствие загрязненности зубьев или их поломке, разрыве цепи, срыве ключа вследствие сработанности зазубрин на щеках ключа и срыве цепи из-за сработанности упоров, расположенных между щеками ключа.
Назначение, конструкция, технические характеристики штанговых ключей

Ключи штанговые. Свинчивание и развинчивание насосных штанг и муфт при ремонте скважин осуществляются при помощи штанговых ключей, изготовляемых для проведения работ вручную и с автоматами.

Ключ КШ (рис. 1. а) предназначен для ручной работы.


Рис. 1. Ключи штанговые: а - КШ; б - круговой КШК; в-КШШ 16..25: 1 - головка; 2 – рукоятка
Круговой штанговый ключ КШК (рис. 1. б) с регулируемыми зажимными плашками применяется для отвинчивания штанг при закрепленном плунжере скважинного насоса. Во время подземного ремонта скважин при заедании плунжера скважинного насоса приходится поднимать трубы вместе со штангами.

Муфтовые соединения труб не совпадают с соединениями штанг. Поэтому после отвинчивания очередной трубы над муфтой, установленной на элеваторе, будет находиться гладкое тело штанги, захват которого штанговым ключом невозможен. Отвинчивать штанги цепным ключом опасно, так как вследствие пружинящего действия штанги ключ может вырваться из рук и нанести травму.

В круговом ключе штанги захватываются плашками, имеющими угловые вырезы с зубьями. Одна из плашек, неподвижная, закреплена двумя штифтами внутренней части ключа, а вторая, подвижная, прикреплена к внутреннему концу зажимного стержня.

Взамен штангового ключа КШ разработан ключ штанговый шарнирный КШШ 16...25, который заменяет ключ КШ трех типоразмеров. Ключ КШШ 16...25 (рис. 1 е) состоит из рукоятки 2 и шарнирной головки 1, прижимаемой пружиной к головке рукоятки.

Ловильный инструмент, применяемый для ликвидации аварий при бурении скважин

Метчики МЭУ и МЭС представляют собой ловильный инструмент врезного неосвобождающегося типа и предназначены для извлечения оставшейся в скважине колонны труб, оканчивающейся вверху муфтой или высаженной частью трубы.

Захват происходит ввинчиванием во внутреннюю поверхность тела аварийной трубы или муфты, при этом метчики универсальные МЭУ врезаются ввинчиванием в тело трубы, метчики специальные - ввинчиванием в резьбу муфты (рис. 5.65.).



Рис. 5.65. Универсальный (а) и специальный (б) метчики:

1 - присоединительная резьба, 2 – ловильная резьба
Корпус метчика выполнен в виде усеченного конуса, верхний конец которого имеет внутреннюю замковую резьбу для свинчивания с ловильной колонной, а нижний - ловильную. Вдоль всего корпуса метчика предусмотрены канавки для выхода стружки при врезании в аварийный объект. Для улучшения условий врезания передние грани продольных канавок метчика на режущей части выполнены под углом 3° к его оси. Резьба метчика подвергается цементации с последующей закалкой и отпуском.

Метчики изготовляются с правыми и левыми резьбами.

Колокола КС и К представляют собой ловильный инструмент врезного типа. Предназначены для захвата и извлечения оставшейся в скважине колонны труб. Захват происходит путем врезания навинчиванием на их наружную поверхность. По назначению колокола подразделяются на сквозные типа КС и несквозные типа К (рис. 5.66.).

Особенность сквозных колоколов в отличие от несквозных в том, что они обеспечивают возможность пропуска сквозь корпус колокола сломанного или безмуфтового конца ловимой трубы с последующим захватом ее нарезанием резьбы на наружной поверхности замка или муфты.

Колокола обоих типов изготавливаются с резьбой под воронку. Резьба в верхней части колокола служит для его присоединения к колонне труб, резьба в нижней части - ловильная, специального профиля, с конусностью 1:16. По всей ее длине выполнены продольные канавки для выхода стружки при врезании в ловимый объект. Для улучшения условий врезания передние грани продольных канавок на режущей части колокола выполнены под углом 3° к его оси.



Рис. 5.66. Несквозной (а) и сквозной (б) ловильные колокола:

1. 
   - присоединительная к клоне резьба; 2 - ловильная резьба;
   

3 — присоединительная к воронке резьба

Колокола изготавливаются правые - с правыми ловильными и присоединительными резьбами и канавками и левые - с левыми присоединительными резьбами и канавками. Колокол правый применяется для извлечения колонны правых труб целиком и левых по частям (отвинчиванием), колокол левый - для извлечения колонны левых труб целиком и правых по частям. При небольших зазорах между обсаженной или необсаженной скважиной и колонной ловимых труб колокола применяются без воронок, в скважинах со значительным зазором - с воронками.

Фрезеры. Режуще-истирающий кольцевой фрезер ФК предназначен для фрезерования прихваченных бурильных и насосно-компрессорных труб (по телу), а также насосных штанг в обсаженных скважинах.

На наружной поверхности цилиндрического корпуса фрезера равномерно расположены противозаклинивающие каналы. Нижний конец корпуса армирован композиционным твердосплавным материалом (рис. 5.67.).



Рис. 5.67. Фрезер типа ФК

Фрезер соединяется с колонной бурильных труб при помощи приемной трубы, изготовленной из соответствующей бурильной трубы с таким расчетом, чтобы ее внутренний диаметр был не меньше внутреннего диаметра фрезера.

Скважинные фрезеры типов ФЗ и ФЗС (рис. 5.68.) предназначены для фрезерования металлических предметов в обсаженных и необсаженных скважинах с целью очистки скважин по всему сечению ствола.



Рис. 5.68. Фрезеры типов ФЗ (а) и ФЗС (б)

Верхний конец цилиндрического корпуса фрезера имеет резьбу для свинчивания с колонной бурильных труб, а нижний армирован композиционным твердосплавным материалом. В армированном слое предусмотрены промывочные каналы, имеющие спиральную вставку, по которым промывочно-охлаждающая жидкость поступает непосредственно в зону резания.

Фрезер-ловитель магнитный ФМ предназначен для фрезерования и извлечения находящихся на забое скважины мелких металлических предметов с ферромагнитными свойствами.

Фрезер-ловитель (рис. 5.69.) состоит из переводника, корпуса и магнитной системы.

Нижняя часть корпуса изготовлена в виде фрезерной коронки. Магнитная система представляет собой набор постоянных магнитов, которые размещены в металлическом стакане, служащем магнитопроводом.



Рис. 5.69. Магнитный фрезер-ловитель типа ФМ:

1 - переводник; 2 - корпус; 3 - магнитная система

Замковая резьба на верхнем конце переводника обеспечивает присоединение фрезера-ловителя к колонне бурильных труб. Поток промывочной жидкости направляется по периферии магнитной системы.

Фрезер-райбер скважинный ФРЛ предназначен для прорезания «окна» в обсадной колонне под последующее бурение второго ствола. 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 (рис. 5.70.).

В верхней части фрезера-райбера нарезана замковая резьба для присоединения к колонне бурильных труб. Промывочное отверстие - центральное.

«Окна» необходимого профиля и длины в обсадной колонне прорезаются за один рейс с одновременным извлечением на поверхность части обсадной колонны - «ленты», образующейся в процессе прорезания «окна».



Рис. 5.70. Скважинный фрезер-райбер типа ФРЛ
Печать универсальная предназначена для определения по полученному на алюминиевой оболочке отпечатку положения и вида верхнего конца объекта, оставленного в скважине вследствие аварии, а также состояния эксплуатационной колонны. К основным узлам печати (рис. 5.71.) относятся корпус с деталями для получения оттиска предмета и зажимное устройство.

К утолщенной нижней части корпуса четырьмя винтами прикреплен резиновый стакан. На стакан надета алюминиевая оболочка, «перья» которой загнуты на кольцевой заплечик корпуса. На средней цилиндрической части корпуса установлен направляющий винт и нарезана трапецеидальная резьба. По винту и резьбе движется зажимное устройство, при помощи которого зажимаются «перья» алюминиевой оболочки. Зажимное устройство состоит из нажимной втулки и гайки.

На верхнюю часть корпуса навинчен переводник с замковой резьбой для присоединения к колонне бурильных труб, на которых печать спускается в скважину. При необходимости спуск проводится с промывкой.

Печать устанавливается в скважине на верхний конец объекта, при этом нагрузка на нее не должна превышать 20 кН.



Рис. 5.71. Универсальная печать типа ПУ2:

1 - переводник; 2 - корпус; 3 - нажимная гайка; 4, 7- направляющие винты; 5 - нажимная втулка; 6 — алюминиевая оболочка; 8 —резиновый стакан