ОСНОВНЫЕ ВИДЫ ОБОРУДОВАНИЯ И ИНСТРУМЕНТА, ПРИМЕНЯЕМЫЕ ПРИ КРС. Сновные виды оборудования и инструмента, применяемые при текущем и капитальном ремонте скважин
 Скачать 392.07 Kb.
|
|
Частная образовательная организация дополнительного профессионального образования Учебный центр "Гарант" ОСНОВНЫЕ ВИДЫ ОБОРУДОВАНИЯ И ИНСТРУМЕНТА, ПРИМЕНЯЕМЫЕ ПРИ ТЕКУЩЕМ И КАПИТАЛЬНОМ РЕМОНТЕ СКВАЖИН  Учебно-методическое пособие  г. Сургут 2021 год Подъемные агрегаты В бригадах текущего ремонта скважин используются подъемные агрегаты грузоподъемностью до 50 т: Азинмаш-37А, АР-32/40, АПРС-32/40, АР-50 на шасси автомобилей КрАЗ или Урал. В бригадах капитального ремонта скважин используются подъемные агрегаты грузоподъемностью 60 т и более: А-50М, ТR-38 на шасси автомобиля КрАЗ, А-60/80 на шасси МАЗ; подъемные агрегаты импортного производства фирмы Cooper LTO-250, Cardwell KB-210, National Oilwell NOI-150, предназначенные для спуско-подъемных операций с бурильными трубами свечами с установкой их за «палец» площадки верхового рабочего. Бригады КРС Сургутского УПНПиКРС при проведении капитальных ремонтов скважин используют установки с непрерывной трубой фирмы Hydra Rig. В УКРСиПНП эксплуатируются 4 комплекса «Непрерывная труба» фирмы National Oilwell для углубления стволов скважин на депрессии. Краткие технические характеристики подъемных агрегатов, применяемых при работах по подъему и спуску подземного оборудования и инструмента в ОАО «Сургутнефтегаз» Таблица 1
Окончание таблицы 1
Оборудование и инструмент, применяемые при спуско-подъемных операциях Для захвата и удержания на весу колонны труб и штанг, а также СПО применяются соответствующие инструменты и оборудование: – без применения механизмов для свинчивания и развинчивания труб используются двуштропные трубные элеваторы ЭХЛ (для НКТ и бурильных труб с наружным диаметром от 60 до 114 мм) грузоподъемностью от 15 до 40 т, корпусные элеваторы КМ (для труб от 60 до 114 мм) грузоподъемностью до 125 т; – при применении механизмов для свинчивания и развинчивания используются одноштропные трубные элеваторы ЭТА-60БН (для труб от 60 до 89 мм) грузоподъемностью 60 т; корпусные элеваторы КМ (для труб от 60 до 114 мм) грузоподъемностью до 125 т и аналогичные элеваторы зарубежного производства грузоподъемностью до 136 т.
Рис. 1. Элеватор ЭТА Элеватор трубный ЭТА предназначен для захвата под муфту и удержания на весу колонны насосно-компрессорных и бурильных труб в процессе спуско-подъемных операций при освоении, текущем и капитальном ремонте скважин. Элеватор может быть использован как при механическом свинчивании и развинчивании труб, так и при ручном с применением спайдера. Наличие сменных захватов позволяет одним элеватором производить спуско-подъемные операции с трубами нескольких типоразмеров: – при ремонте скважин, оборудованных установками ШГН, используются штанговые элеваторы грузоподъемностью 5, 10, 15 и 20 т; – спайдеры отечественного производства и зарубежных фирм Oil Country и Cavins грузоподъемностью от 50 до 136 т – для труб диаметром от 60 до 114 мм. Основные характеристики гидравлических ключей, применяемых в бригадах по ремонту скважин  Для обеспечения быстрого и безопасного свинчивания и развинчивания муфтовых и замковых соединений труб диаметром от 60 мм до 114 мм при выполнении СПО бригады по текущему и капитальному ремонту скважин ОАО «Сургутнефтегаз» используют подвесные гидравлические ключи фирмы Oil Country моделей 45000 (бригады ТРС) и 56801 (бригады КРС) и фирмы Eckel (только бригады КРС) моделей 4 1/2" UHT и 5 1/2" Hydra Shift (VS).
Принцип действия гидравлического ключа заключается в передаче гидравлической энергии к гидравлическому мотору, при этом гидравлическая энергия преобразовывается в ротационную механическую мощность, которая приводит в действие зубчатую передачу ключа. Источником гидравлической энергии является гидравлическая система подъемного агрегата. Перед проведением СПО ключ подвешивается к элементам мачты подъемного агрегата. В процессе проведения СПО ключ, с открытой предохранительной заслонкой, подводится к зафиксированной (разгруженной) на спайдере подвеске труб, затем предохранительная заслонка закрывается. Челюсти и втулки (головки) ключа захватывают ниппельную или замковую часть верхней трубы; стопорное устройство при этом захватывает и удерживает от проворота муфту или замковую часть нижней трубы, закрепленной в спайдере. При перемещении рукояток управления ключа в определенное положение обеспечивается автоматическое свинчивание или развинчивание резьбовых соединений подвески труб с необходимыми параметрами крутящего момента (крутящий момент ключа устанавливается предварительно для каждого типоразмера труб вручную). Ключ Oil Country  Ключ Oil Country или гидравлический ключ, разработан для свинчивания и/или развинчивания НКТ, при условии, что диаметр труб не меньше 33 мм и не больше 114 мм. Конструктивно ключ OilCountry представлен:Дросселем или 4-хтактным распределительным клапаном, который «отвечает» за направление ключа; Гидромотором, который преобразует гидравлический привод в механическую ротационную мощность и с ее помощью приводится в действие зубчатая передача данного механизма; Гидравлическими штуцерами для шлангов, то есть штуцерами самоуправляющегося типа, которые могут быть использованы для любых соединений шланга. Что позволяет сохранять в шлангах требуемое давление и поддерживает постоянство степени их наполнения. А также дросселя и гидравлического двигателя, заполненных маслом, сводя потери последнего к минимуму; Манометром, который установлен на ключе для измерения величины давления масла в его гидравлике. А также для осуществления точной настройки крутящего момента НКТ. Он необходим для информирования оператора о работе ключа. Так крутящий момент можно регулировать исходя из сопоставления данных и требований из таблицы, а приведение их к желаемому соответствию производится разгрузочно-разделительным клапаном. Дополнительно на данный ключ можно установить 3-хчелюстную захватывающую систему, гидравлическую подвеску, гидравлическое или пневматическое стопорное устройство и регулирующий клапан. К основным техническим параметрам ключа OilCountry стоит отнести:Диапазон захвата – 26,6-120 мм; Оптимальный объем оборотов при осуществлении подачи гидравлической жидкости (133 л/мин): • На низкой передаче – 12,5 об/мин; • На высокой передаче – 61 об/мин; Длина рукоятки – 737 мм; Минимальная мощность 35 гал/мин; Крутящий момент при 172 бар на низкой передаче – 19659Нм; Крутящий момент при 138 бар на низкой передаче – 15930 Нм. Принцип работы:Гидравлический привод действует на гидравлический двигатель через ручной дроссельный клапан. В гидродвигателе происходит преобразование силы гидравлики в ротационную мощность, которая в свою очередь оказывает воздействие на зубчатую передачу ключа OilCountry, что и приводит его в действие. Конструктивно данная зубчатая передача представлена планетарной коробкой передач, установленной под двигателем, и редукционной системой передач, которая в свою очередь способствует увеличению крутящего момента. Сам ключ изначально подвешивается канатом на вышке и максимально точно подводится к НКТ. Как только его челюсти производят захват, сразу срабатывают/закрываются предохранительные заслонки. Остановка дросселя в переднее положение обеспечивает автоматическое свинчивание НКТ, которое происходит со строго запрограммированным крутящим моментом. Где последний определяют установки разгрузочного клапана. Главными отличительными особенностями ключа OilCountry являются присутствие переднего ограждения со специальным предохранительным клапаном, легкость управления, надежность длительного использования при высоком параметре крутящего момента. И низкая специфичность техобслуживания. Ловильный инструмент Особое место в капитальном ремонте скважин занимают работы по ликвидации аварий с подземным оборудованием (КР-3). Для выполнения этих задач используются различный по назначению и принципу действия ловильный инструмент. Колокола ловильные Колокола относятся к ловильному инструменту врезного типа. Предназначены для извлечения оставшейся в скважине колонны бурильных или насосно-компрессорных труб путем захвата их за наружную поверхность. По конструкции они подразделяются на сквозные и несквозные. Сквозные колокола обеспечивают возможность пропуска сквозь корпус колокола сломанного или безмуфтового конца трубы с последующим захватом путем нарезания резьбы на наружной поверхности замков и муфты. Аналогичны по принципу действия овершоты отечественного и зарубежного производства, отличие – принцип захвата (использование спирального или цангового захвата за тело аварийного оборудования). Метчики Метчики относятся к ловильным инструментам нарезного типа. Предназначены для извлечения из скважины оборвавшихся или отвернувшихся бурильных, насосно-компрессорных и обсадных труб. Метчики, вводимые в трубу и врезающиеся в ее тело, называются универсальными. К ним относятся метчики типов МЭУ, МБУ. Метчики, ввинчиваемые в имеющуюся резьбу муфты трубы или трубного замка, называются специальными. К ним относятся метчики МЭС, МСЗ.  Рис. 2. Метчики Труболовки Труболовками называют ловильный инструмент для извлечения из скважины труб и других объектов цилиндрической формы, имеющий захватные устройства клинового типа. Они подразделяются по виду захвата на внутренние и наружные, по возможности освобождения от захваченного объекта – на освобождающиеся и неосвобождающиеся, по конструкции захватного устройства – на цанговые, спиральные, плашечные, комбинированные.  Рис. 3. Виды труболовок: 1 – труболовки наружные; 2 – труболовки внутренние. Фрезеры Фрезеры являются инструментами для разрушения труб и различных предметов в скважине, придания им формы, удобной для захвата ловильным инструментом, выпрямления смятых обсадных труб и вырезания «окна» при забуривании бокового ствола. По конструкции фрезеры можно подразделить на кольцевые, цилиндрические, ступенчатые, конусные, с направляющим устройством, с захватным устройством, с выдвижными режущими органами и др. По материалу армирования режущих элементов фрезеры бывают армированные твердосплавными пластинами и армированные композиционными сплавами.  Рис. 4. Виды фрезеров: 1 – фрезер пилотный ФП; 2 – фрезер магнитный ФМ; 3 – фрезер-райбер типа ФРЛ; 4 – фрезер типа ФЗ Пакерно-якорное оборудование Для разобщения пластов, изоляции обсадных колонн от воздействия рабочей среды в процессе проведения ремонтно-профилактических работ и ликвидации поглощений на скважинах применяются пакеры различных конструкций. Они используются для проведения технологических операций по гидроразрыву, кислотной и термической обработкам продуктивного пласта, для выполнения изоляционных работ, гидропескоструйной перфорации, установки проволочных фильтров и клапанов отсекателей, очистки забоев скважин, газлифтной эксплуатации и т.д. Пакеры спускают в скважину на колонне труб, извлекаемых после спуска или вместе с трубами. Проходное отверстие пакера должно позволять беспрепятственно спускать инструмент и оборудование для проведения необходимых операций освоения и эксплуатации скважин, для ликвидации осложнений или выполнения необходимых технологических операций. Пакер должен выдерживать максимально необходимый перепад давления, действующий на него в экстремальных условиях (рабочее давление). Пакеры подразделяются на следующие типы: ПВ – пакер, воспринимающий усилия от перепада давления, направленного вверх; ПН – направленного вниз; ПД – направленного как вниз, так и вверх. Герметичное разобщение пространства эксплуатационной или промежуточной обсадной колонны обеспечивается подбором диаметра пакера в соответствии с внутренним диаметром труб, создающим оптимальный зазор между пакером и стенкой колонны труб. Восприятие усилия от перепада давления, действующего на пакер в одном или двух направлениях, происходит за счет соответствующего заякоривающего устройства (якоря), наличие которого в шифре типоразмера пакера обозначается буквой «Я». Пакеры по способу посадки подразделяются на гидравлические (Г), механические (М) и гидромеханические (ГМ). Пакеры, способные воспринимать усилие от перепада давления, направленного как вниз, так и вверх, могут выполнять в скважине свои функции и без колонны подъемных труб, которую извлекают после посадки пакера. В этом случае для отсоединения колонны труб от пакера и поворотного соединения с ним используются разъединители колонн, которые устанавливаются над пакером. Для подготовки стенок обсадной колонны труб под посадку пакера и якоря с целью обеспечения их надежной работы применяются скважинные инструменты – скреперы типа СК и инструмент колонный типа 2НК.
Рис. 5. Пакеры: 1 – ПРО-ЯМО2; 2 – ПРО-ЯМО3; 3 – П-Г-ЯГ; 4 – ПРО-ЯДЖ-О с клапаном-отсекателем; 5 – ПРЗ-118 При капитальном ремонте скважин, для предотвращения загрязнения продуктивного пласта тампонажными растворами, во время ремонтно-изоляционных работ, а также для временного разобщения пластов и ствола эксплуатационной колонны скважины применяются разбуриваемые па-керы типа ПВРМ, ПРГ, ПРГМ, взрыв-пакеры типа ВП и др. Установка разбуриваемых в скважине пакеров производится с помощью установочного устройства, спускаемого на трубах бригадой капитального ремонта скважин. Взрыв-пакеры спускает и устанавливает в скважине на геофизическом кабеле перфорационная партия. ПРЕДУПРЕЖДЕНИЕ И ЛИКВИДАЦИЯ ГАЗОНЕФТЕВОДОПРОЯВЛЕНИЙ ПРИ РЕМОНТЕ СКВАЖИН Противофонтанная безопасность регламентирована «Инструкцией по предупреждению газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов при строительстве и ремонте скважин в нефтяной и газовой промышленности» (РД-08-254-98) с учетом специфики работ, проводимых в условиях Западной Сибири, а также в соответствии с «Правилами безопасности в нефтяной и газовой промышленности» (ПБ-08-624-03). Газонефтеводопроявление (ГНВП) – вид осложнения, при котором поступление флюида из пласта в скважину или через ее устье можно регулировать или приостанавливать с помощью запорного оборудования. Открытый фонтан (ОФ) – это неуправляемое истечение пластовых флюидов через устье скважины в результате отсутствия, технической неисправности, негерметичности, разрушения противовыбросового оборудования или вследствие грифонообразований. Главным условием возникновения ГНВП является превышение пластового давления над давлением, создаваемым столбом промывочной жидкости в интервале пласта, содержащего флюид. Основные причины возникновения ГНВП: • ошибки в определении плотности технологической жидкости при проектировании, а также при составлении планов работ по освоению, испытанию и ремонту скважин; • недостаточный оперативный контроль за текущими изменениями пластового давления вследствие проводимых мероприятий по его поддержанию и других факторов; • глушение скважины перед началом работ неполным объемом или отдельными порциями; • ведение СПО без долива скважины; • поглощение жидкости, находящейся в скважине; • снижение гидростатического давления столба раствора из-за перетоков, обусловленных разностью плотностей раствора в трубном и затрубном пространстве; • длительные простои скважины без промывки; • снижение плотности раствора в результате химической обработки; • нарушение технологии эксплуатации, освоения, испытания или ремонта скважин; • некачественное крепление технических колонн, перекрывающих га-зонефтеводонасыщенные напорные горизонты; • снижение забойного давления в результате проявления эффекта поршневания при подъеме инструмента с сальником, а также при завышенных скоростях подъема труб; • уменьшение плотности жидкости в скважине при длительных остановках за счет поступления газа из пласта. Наличие в разрезе скважины газовых пластов, а также нефтяных и водяных пластов с большим количеством растворенного газа значительно увеличивает опасность возникновения газонефтеводопроявлений, даже если пластовое давление ниже гидростатического. Условия, при которых любое ГНВП может перейти в открытый фонтан: • недостаточная обученность персонала бригад освоения, испытания, ремонта скважин и специалистов предприятий приемам и методам предупреждения и ликвидации газонефтеводопроявлений; • низкая производственная и технологическая дисциплина, несогласованность действий работающих; • отсутствие, неисправность, низкое качество монтажа противовыбро-сового оборудования на устье скважины; • неправильная эксплуатация противовыбросового оборудования; • несоответствие конструкции скважин геологическим условиям вскрытого пласта и требованиям «Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности»; • некачественное цементирование обсадных колонн; • нарушение технологии эксплуатации, освоения и ремонта скважин; • износ или повреждение обсадных колонн, на которых установлено запорное оборудование; • отсутствие необходимого запаса жидкости долива при текущем и капитальном ремонте скважин; • отсутствие или неисправность запорной компоновки; • несвоевременность обнаружения возникновения газонефтеводо-проявлений. При надлежащем уровне организации работ подавляющее большинство своевременно обнаруженных ГНВП может быть ликвидировано силами ремонтной бригады. В случае появления признаков ГНВП персонал бригады должен действовать в соответствии с «Планом практических действий бригад освоения, испытания и ремонта скважин при возникновении ГНВП и ОФ». Согласно «Правилам безопасности в нефтяной и газовой промышленности» (ПБ-08-624-03) при проведении текущих и капитальных ремонтов с возможным газонефтеводопроявлением устье скважины на весь период ремонта должно быть оснащено противовыбросовым оборудованием. Схема установки и обвязки ПВО разрабатывается организацией и согласовывается с территориальными органами Ростехнадзора и противофонтанной службы. Монтаж противовыбросового оборудования на устье скважины и его обслуживание должны проводиться в соответствии с указаниями инструкции, разработанной изготовителем, требованиями утвержденной схемы и инструкции по монтажу и эксплуатации ПВО, согласованной с территориальными органами Ростехнадзора и противофонтанной службой. Противовыбросовое оборудование, установленное на устье скважины, должно быть закреплено на все шпильки. После установки ПВО скважина оперессовывается на максимально ожидаемое давление, но не выше давления опрессовки эксплуатационной колонны. При подъеме труб должен быть обеспечен непрерывный долив скважины и визуальный контроль объема доливаемой жидкости. При перерывах в работе, независимо от их продолжительности, запрещается оставлять устье скважины незагерметизированным. К работам на скважинах с возможными газонефтеводопроявлениями допускаются рабочие и специалисты, прошедшие подготовку по курсу «Контроль скважины. Управление скважиной при газонефтеводопроявлениях». Проверка знаний и переподготовка этих кадров проводятся не реже одного раза в 3 года. Ежеквартально с членами бригад текущего, капитального ремонта, освоения и испытания скважин должен проводиться инструктаж по предупреждению возникновения газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов согласно утвержденной программе периодического инструктажа. Руководители и специалисты предприятия при посещении объектов проводят контрольные учебные тревоги по сигналу «Выброс» с последующим разбором и оценкой действий вахты. Перед началом ремонтных работ скважина должна быть заглушена в порядке, установленном планом работ по ремонту скважины. При подъеме труб должен быть обеспечен непрерывный долив скважины и визуальный контроль объема доливаемой жидкости. На скважине необходимо иметь блок долива объемом не менее 6 м3 с запасом жидкости не менее 4 м3. Разрешается использовать передвижную автоцистерну при условии обеспечения непрерывного долива скважины в процессе подъема труб, а также контроля объема доливаемой в скважину жидкости. Организация работ по предупреждению возникновения газонеф-теводопроявлений и открытых фонтанов основана на неукоснительном соблюдении требований согласованной и утвержденной «Инструкции по предупреждению возникновения газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов при текущем, капитальном ремонте, освоении и испытании нефтяных и газовых скважин» и «Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности». При появлении признаков газонефтеводопроявления должны быть приняты немедленные меры по герметизации устья скважины в соответствии с «Планом практических действий для бригад освоения, испытания и ремонтов скважин при возникновении ГНВП и ОФ». После герметизации устья скважины дальнейшие работы по ликвидации ГНВП проводятся под руководством мастера или ответственного специалиста предприятия по дополнительному плану, утвержденному в установленном порядке. Работы на устье фонтанирующей скважины проводятся силами противо-фонтанной службы, а вспомогательные работы – персоналом бригады, прошедшим соответствующий инструктаж. При производстве работ по текущему и капитальному ремонту для герметизации устья скважин используются плашечные превенторы с глухими и трубными плашками ПМТ2-156×21, 1ППС-2Ф-152×21 и др., плашечно-шиберный превентор ППШР-2ФТ-152×21. При ремонте скважин, оборудованных ШГН, используются также малогабаритные штанговые превенторы ПМШ 60×21, ППР 62×21, ПШК-62×21 и др. Превенторы ППШР-2ФТ-152×21 «УНИВЕСАЛ+» Технические данные штанговых превенторов Условный проход, мм Рабочее давление, МПа Пробное испытательное давление, МПа Диапазон диаметров штанг и кабеля уплотняемых сменными плашками, мм глухая, 6–11; 9–16; 16–22; 19–25; 22–31
 Рис. 6. Превентор ППШР-2ФТ-152×21 «УНИВЕРСАЛ+»  Рис. 7. Превенторы штанговые: ПШК-62×21 «КаШтан» и ПШК 1-62×21 «КаШтан-К» |
