Инструменты для ловли и извлечения из скважин

Насосных штанг, тартального каната,

Каротажного кабеля, желонки и мелких предметов

Для ловли и извлечения из скважины насосных штанг, тар­тального каната, каротажного кабеля, желонки и других пред­метов применяют удочки различной конструкции, комбиниро­ванные ловители, канаторезки и другие инструменты.

Нешарнирные удочки УО1-168, УКЫ68, УООП1-168 иУОП 1-168, применяемые для ловли .и извлечения из сква­жин тартальных канатов диаметром 19 мм и нее, а также каро­тажных кабелей диаметрами не более 22 мм, представляют со­бой стержни круглого сечения с приваренными крючками спе­циальной формы. На верхнем конце его нарезана резьба ле­вого направления для ввинчивания переводной муфты, имею­щей резьбу замка 89-мм бурильных труб для присоединения удочки к последним. На нижний конец муфты бурильных труб навинчивают воронку, служащую направлением и одновремен­но ограничителем входа стержня в -клубок спутанного каната или кабеля.

Каждая удочка имеет свои отличительные особенности, свя­занные со специфическими условиями ловли.

Комбинированный ловитель Л КШТ-168 пред­назначен для ловли и извлечения из скважин насосных штанг всех диаметров как одиночных, так и расположенных в виде пучка (или в два—три ряда), а также 48, 60 и 73-мм НКТ в эксплуатационной колонне диаметром 168 мм и более.

Ловитель (рис. III. 26), спускаемый в скважину на левых бу­рильных трубах, состоит из четырех 'корпусов, соединенных между собой резьбами. В корпусе 1 расположен клапан 4, плашки 3 которого могут переворачиваться в верхнее (раскры­тое) положение, сжимая пружины 2, и возвращаться в исход­ное. Верхний 7, средний 10 и нижний 15 корпуса конструктив­но не отличаются друг от друга. Соединены они ниппелем 9. В каждый корпус вставляются по три плашки 8, 13 и 17. С внутренней стороны плашки имеют зубья, с наружной — конус­ные выступы с профилем сечения в форме «ласточкина хвоста», которые входят в соответствующие пазы корпусов. Сверху на

торцах установлены стаканы 6, 12 и 16, служащие направле­ниями для пружин 5, 11 к 14. С нижним корпусом соединена специальная воронка 18.

Ловитель спускают в скважину на 2—3 м ниже верхнего конца аварийных штанг. Затем, медленно вращая, снова опус­кают вниз. При этом верхние концы одиночных штанг прохо­дят в ловитель, через нижний, средний и верхний корпуса вхо­дят в клапан, откидывают плашки и проникают внутрь ловиль-ных труб. При подъеме ловителя штанги захватываются плаш­ками в одном или в нескольких корпусах ловителя. Грузоподъ­емная сила ловителя 470 кН, масса 128 кг.

Штанголовитель комбинированный ШК (рис. III. 27) предназначен для ловли (за тело и муфту) и из­влечения штанг всех размеров из колонны НКТ диаметрами ?0, 73, 89 мм. Состоит он из корпусов верхнего / и нижнего 9, вилки 2, переводника 4, плашек 5, пружин верхней 3, нижней 6, цанги 7 и винтов направляющих 8.

Комбинированный ловитель Л К Ш-114 пред­назначен для ловли, отвинчивания и извлечения аварийных штанг из скважин с диаметром эксплуатационных колонн 114 мм. При этом ловля может быть осуществлена: а) за тело или муфту штанг диаметрами 16, 19 и 22 мм; б) за верхний безмуфтовый конец недеформированных 48-мм НКТ с гладки­ми концами.

Основное преимущество таких ловителей — возможность ловли насосных штанг указанных размеров без замены плашек, т. е. за один Спуско-подъем благодаря расположению плашек в два яруса.

Канаторезка 2Кр 19x146 используется в случае обрыва и оставления в скважине тартального каната или каро­тажного кабеля диаметром не более 19 мм в 146-мм эксплуата­ционной колонне для их резки.

Фрезеры и райберы

При ликвидации аварий в скважинах значительный объем работ занимает фрезерование аварийных металлических пред­метов и разбуривание цемента.

Фрезерование — наиболее распространенный и повсеместно применяемый в практике восстановления аварийных скважин способ, основанный на резании металлов с помощью различных режущих устройств.

Забойный истирающий фрезер ФЗ предназна­чен для фрезерования металлических предметов и цемента в закрепленных и незакрепленных обсадной колонной эксплуата­ционных и бурящихся скважинах диаметром от 90 до 480 мм.. Отличается он более высокими показателями фрезерования по металлу (до 20 м). Выполнен в термоизносостойком исполне-

нии. Высота армированного слоя режущей части составляет 25—30 мм.

фрезер ФЗ-1 (базовый типоразмер всех фрезеров ФЗУ состоит из цилиндрического корпуса, нижний конец которого армирован композиционным материалом, а верхний снабжен замковой резьбой для свинчивания с колонной бурильных труб. В отличие от серийных фрезеров типа ФЗ в армированном слое предусмотрены дополнительные промывочные каналы, по кото­рым промывочная жидкость поступает непосредственно в зону резания. Улучшена конструкция армировки и обеспечена боль­шая удельная нагрузка на фрезеруемый объект при одинаковой осевой нагрузке. Увеличена высота армированного слоя. Вве­денные усовершенствования позволили повысить показатели надежности и долговечности фрезеров.

Стандартом предусмотрено 30 типоразмеров фрезеров ФЗ-1.

Фрезер забойный ФЗЭ предназначен для фрезеро­вания аварийных легкосплавных металлических предметов и очистки ствола скважины. На режущем его торце предусмотре­ны зубья (радиальные пазы с установленными в них твердо­сплавными пластинами) и отверстия для подачи промывочной жидкости в зону фрезерования, в верхней части — замковая резьба для присоединения фрезера к бурильной колонне.

Для предохранения внутренней поверхности обсадной колон­ны от зарезания все периферийные режущие кромки зубьев фрезера утоплены в корпусе, в котором предусмотрены сквоз­ные стружкоотводящие противозаклинивающие каналы, и за-плавлены л'атунью.

Для нормального режима работы осевая нагрузка в началь­ный период фрезерования должна быть не более 5 кН с равно­мерным повышением до 25 кН при частоте вращения ротора 60—80 об/мин и подаче промывочного насоса не менее 12 дм³/с.

Фрезеры ФЗЭ выпускают 15 типоразмеров.

Фрезер и с т и р а ю щ е-р е ж у щ и и кольцевой Ф.К, предназначенный для фрезерования прихваченных бурильных и НКТ в закрепленных обсадкой колонной скважинах, состоит из корпуса, резьбовой головки и режущей кромки, армированной композицонным материалом, состоящим из дробленного твер­дого карбидо-вольфрамового сплава и материала связки.

В отличие от других конструкций на внутренней поверхнос­ти корпуса этих фрезеров нарезаны винтовые пазы, пересека­ющие вертикальные каналы, расположенные в теле. Направле­ние пазов противоположно вращению фрезера.

Фрезеры ФК выпускают 13 типоразмеров, они могут рабо­тать в колоннах диаметром от 114 до 273 мм. Наружные диа­метры фрезеруемых НКТ от 48 до 114 мм, бурильных труб от 47 до 168 мм.

Фрезеры-ловители магнитные ФМ предназначе­ны для ликвидации аварий в бурящихся и эксплуатационных скважинах путем фрезерования и извлечения мелких металли-

ческих предметов неопределенных размеров и формы с помощью магнита и механизма захвата. Разработаны они в двух испол­нениях: 1) без механического захвата (ФМ) — 13 типоразмеров и 2) с механическим захватом (ФМЗ) — 10 типоразмеров. Все они обеспечивают ликвидацию аварий в эксплуатационных и бурящихся скважинах (закрепленных и не закрепленных обсад­ной колонной) всех диаметров.

Магнитный фрезер ФМ (исполнение 1) состоитиз переводника 1, корпуса 2, магнитной системы 3 (рис. III. 28). Нижняя часть корпуса изготовлена в виде режущей коронки, армированной дробленным твердым сплавом. Магнитная сис­тема представляет собой набор постоянных магнитов цилин­дрической формы из сплава марки ЮН14ДК.25БА.

Магнитный фрезер с механическим захва­том ФМЗ (исполнение 2) состоит из переводника /, корпуса 2, магнитной системы 3 и захватного узла 4 (рис. III. 29). При­меняют его для очистки забоя скважины при засорении круп­ными металлическими предметами. Механизм захвата состоит из шести лопастей.

Фрезер спускают в скважину и, не доводя до забоя на 5—6м, начинают промывку с одновременным вращением буриль­ных труб, а затем медленно доводят до забоя, фрезеруют и накрывают аварийный объект. Затем, прекратив промывку, под­нимают инструмент на поверхность. При этом нельзя допускать резких посадок колонны на ротор и резких торможений. У под-

пятого фрезера очищают рабочую часть от металлических пред­метов и промывают ее водой. Присоединительную резьбу очи­щают и смазывают. Магнитный фрезер необходимо хранить отдельно от металлических предметов. Разбирать его следует после полного использования ресурса работы (не менее трех спусков в скважину), так как преждевременный разбор приво­дит к размагничиванию магнитной системы.

Фрезер забойный комбинированный ФЗК предназначен для кольцевого фрезерования по наружному диа­метру и последующего фрезерования по всему сечению неза­крепленных металлических предметов в обсаженной скважине. Состоит он из переводника, торцового и кольцевого фрезеров. Торцевой фрезер имеет промывочные каналы и присоедини­тельную резьбу для хвостовика, режущая его часть армирована.

На внутренней поверхности кольцевого фрезера выполнен ряд чередующихся пазов, направленных по винтовой линии и пересекающих вертикальные промывочные каналы. Режущие кромки армированы композиционным материалом.

Применение фрезеров ФЗК позволяет в ряде случаев со­вмещать работы, выполняемые забойными и кольцевыми фрезе­рами в отдельности, и тем самым сократить спуско-подъемные операции.

Фрезер истирающе-режущий пилотный ФП предназначен для фрезерования в обсаженной колонне насос -но-компрессорных и бурильных прихваченных труб, пакеров, сплошного дна, муфт, хвостовиков, замков, элементов погруж­ных электронасосов и др. В необходимых случаях применяют его для подготовки фрезеруемых объектов к захвату ловильным инструментом.

Фрезер пилотный состоит из хвостовика с присоединитель­ной резьбой и направляющего штока с режущей коровкой, на­конечники которых армированы износостойким композицион­ным материалом. Поверхность пазов штока наплавлена рели­том. В коронке и штоке имеются промывочные каналы.

Фрезер пилотный отличается от забойных наличием направ­ляющего штока, прива!ренного к концу режущей части корпу­са. При фрезеровании шток, заходя в аварийный объект, обес­печивает центровку фрезера и предохраняет инструмент от прихвата и других осложнений.

Применение фрезера пилотного позволяет совместить работы кольцевых и забойных фрезеров -и значительно сократить число спуско-подъемных операций.

Фрезер колонный конусный ФКК предназначен ля фрезерования поврежденных мест (смятий, сломов) эксплу-'Тационных и обсадных колонн скважин под шаблон соответ-гвующего размера, а также при калибровке обсаженного

зла скважины для очистки его внутренней поверхности от ^ментной корки. В верхней части его корпуса выполнена зам-резьба для присоединения « колонне бурильных труб.

Цилиндрическая, коническая и нижняя торцовые части фрезера оснащены режущими зубьями, в пазах которых уста­новлены твердосплавные пластины.

Фрезеры ФКК изготавляют в двух исполнениях: с боковыми промывочными отверстиями, расположенными под углом к оси инструмента, с центральными и боковыми промывочными от­верстиями.

Пакеры и якори

П а к е р ы — специальные устройства, предназначенные для разобщения отдельных участков ствола скважины, разобщения пластов и изоляции подъемной колонны труб от воздействия среды в процессе эксплуатации скважин и при ремонтно-изоля-ционных работах в них. Их широко применяют при проведении многих технологических операций: гидроразрыве, кислотных и термических обработках пласта, изоляционных работах и т. д. Для раздельной эксплуатации двух пластов одной скважиной по параллельным рядам подъемных труб используют двухпро-ходные пакеры.

В зависимости от направления действующих усилий разли­чают пакеры следующих типов.

ПВ — перепад давлений направлен вверх; ПН — перепад давлений направлен вниз; ПД — перепад давлений направлен как вниз, так и вверх. Якоря — устройства, предназначенные для закрепления колонны подъемных труб за стенку эксплуатационной колонны с целью предотвращения перемещения скважинного оборудова­ния под воздействием нагрузки.

Якоря применяют преимущественно с пакерами типа ПВ и ПН.

Шифр пакеров означает: буквенная часть — тип пакера (ПВ, ПН, ПД), способ посадки и освобождения (Г — гидравли­ческий, М — механический, ГМ — гидромеханический) и нали­чие якорного устройства (буква Я); цифра перед буквами — номер модели; первое число после букв — наружный диаметр (в мм); второе число — рабочее давление (максимальный пере­пад давлений, воспринимаемый пакером); последние буква и цифра — сероводородостойкое исполнение (К2). Например, ПН-ЯМ-150-500, ПН-ЯГМ-118-210, ШД-ЯГ-136-500; ПД-Г-136-210К2.

Пакер типа ПН-ЯМ, предназначенный для разобще­ния участков эксплуатационной колонны нефтяных и газовых скважин и защиты ее от воздействия пласта, состоит из уплот-нительного устройства, плашечного механизма и фиксатора типа байонетного замка.

На стволе свободном насажены конус • и уплотнительные манжеты. Плашки, входящие в пазы плашкодержателя в паке-рах с наружным диаметром 118 и 136 мм (рис. 111,30,6), при-

жимаются к конусу за счет усилия пружин, в остальных (рис. III. 30, а) плашкодержатель фиксируется со стволом и цилинд­ром захватами. Корпус фонаря соединен с замком, имеющим фигурный паз, в котором может перемещаться палец, связан­ный со стволом. Посадка пакера проводится путем приподъема труб на расстояние, необходимое для создания на него расчет­ной осевой нагрузки, поворота на 1,5—2 оборота вправо и за­тем спуска труб вниз. Благодаря трению башмаков о стенку эксплуатационной колонны обеспечивается неподвижность кор­пуса фонаря и плашек. Палец при повороте скользит по фигур­ному пазу и опускается вниз совместно со стволом.

В пакере (см. рис. III. 30, б) при движении ствола конус раздвигает плашки и последние закрепляются на стенке экс­плуатационной колонны. В пакере (см. рис. III. 30, а) ствол совместно с головкой, упором, манжетами, конусом, плашками и плашкодержателем, опускаясь, доходит до упора в цилиндр. При этом захваты заходят в паз, освобождая ствол, а конус раздвигает плашки в радиальном направлении и закрепляет их. Сжатие манжет и герметизация разобщаемых пространств происходит при дальнейшем опускании ствола за счет массы колонны подъемных труб. Пакер извлекается из скважины в результате подъема труб. При этом освобождаются манжеты, а ствол своим буртом вытягивает конус из-под плашек, кото­рые, освобождаясь, одновременно приводят корпус плашек с захватами в исходное положение. При подъеме труб и поворо­те их влево на 1,5—2 оборота палец на стволе автоматически входит в фигурный паз башмака, благодаря чему пакер может быть посажен повторно без извлечения из скважины.

Пакер ПН-ЯГМ (рис. III. 31), предназначенный для разобщения участков эксплуатационных колонн нефтяных и газовых вертикальных и наклонных скважин, состоит из уплот­няющего, заякоривающего, клапанного устройства и гидропри­вода. Для посадки его в подъемные трубы сбрасывают шарик. Жидкость под воздействием давления через отверстие а в стволе попадает на поршень. При давлении 10 МПа поршень толкает плашкодержатель, срезает винты, плашки надвигают­ся на конус и, упираясь в стенки эксплуатационной колонны, создают упор для сжатия уплотнительных манжет. Под дейст­вием массы труб плашки внедряются в стенку эксплуатацион­ной колонны, обеспечивая заякоривание и герметичность раз­общения. Проходное отверстие пакера открывается при уве­личении давления до 21 МПа. При этом срезаются винты, и седло с шариком выпадает. Пакер извлекают при подъеме ко­лонны труб. Во время снятия осевой нагрузки освобождаются манжеты, и ствол, двигаясь вверх, тянет за собой конус, кото­рый освобождает плашки.

Якори ЯГ и ЯГ1 предназначены для предотвращения скольжения скважинного оборудования внутри эксплуатацион­ной колонны труб.

Якорь ЯГ (рис. Ц1.32,а). На стволе его уста­новлен конус, имеющий на­правляющие для плашек, вставленных в Т-образные пазы плашкодержателя. Якорь, спускаемый в сква­жину на колонне подъемных труб, закрепляется при по­даче жидкости в трубы под давлением.

Жидкость, попадая под поршень, срезает винты, перемещает плашкодержа­тель и плашки вверх, кото­рые, натягиваясь на конус, расходятся в радиальном направлении и заякорива-ются на внутренней стенке эксплуатационной колонны труб. Якорь освобождается при подъеме колонны труб. При этом ствол движется вверх совместно с конусом, конус вытягивается из-под плашек, освобождая их.

Якорь ЯП (см. рис. 32, б) состоит из корпуса, в окна которого вставлены плашки, удерживаемые пру­жиной в утопленном поло­жении. Планки, ограничи­вающие ход плашек в ра­диальном направлении, кре­пятся на корпусе при помо-Щи винтов. Закрепление

якоря в колонне происходит при выдвижении плашек наружу в радиальном направлении и внедрении в стенку эксплуатаци­онной колонны. После прекращения нагнетания жидкости плаш­ки под действием пружин возвращаются в исходное положение, в результате чего освобождается якорь.

Эксплуатация пакеров и якорей. Прежде чем спустить в скважину пакер, необходимо обследовать колонну конусной печатью и установить проходимость шаблоном с устья до верхних отверстий фильтра. Длина и диаметр шаблона :олжны быть несколько 'больше соответствующих размеров па­кера и якоря. При этом шаблон должен свободно проходить до необходимой глубины. В противном случае устраняют повреж-

дения или очищают стенки колонны труб от цементной корки, отложений парафина, солей и продуктов коррозии.

Перед каждым спуском пакера проверяют: подвижность фо­наря и штока; целостность уплотнительных элементов (манже­ты, имеющие дефекты, заменяют новыми); надежность крепле­ния резьбовых соединений. При этом особое внимание обраща­ют на резьбовое соединение головки со штоком. В качестве «мазки применяют графитную УСА или заменитель — смесь .'80% жирового солидола УС-2 или УС-3 с 20% графита.

В пакерах, имеющих плоские пружины, проверяют наличие •трещин или надломов (особенно в местах заклепочных соеди­нений), а с опорой на забой выбирают длину хвостовика с •таким расчетом, чтобы пакер находился на расстоянии 5—7м выше верхних отверстий фильтра. После установки на задан­ной глубине его испытывают на герметичность агрегатом.

Перед каждым спуском якоря проверяют: надежность креп­ления резьбовых соединений корпуса с головкой и хвостовиком; герметичность уплотнений и выдвижение плашек при избыточ­ном внутреннем давлении. С этой целью якорь спрессовывают в течение 5 мин, вставляя его в отрезок обсадной трубы соот­ветствующего диаметра. Давление опрессовки должно быть на 25% больше максимального рабочего давления для данного якоря. Утечки через резьбовые соединения не допускаются, их устраняют. Затем якорь спрессовывают вторично и, лишь убе­дившись в отсутствии утечек, спускают в скважину. При боль­шой скорости спуска гидравлического якоря и малом диаметре труб вследствие возникновения избыточного давления возможно произвольное его закрепление. Во избежание этого скорость спуска должна быть примерно 3 м/с для 89-мм труб и 4 м/с для 102-мм труб. Пакер следует поднимать на поверхность через 1—2 ч после того, как будет снято давление на забое. Якорь от связи с колонной освобождают созданием давления в затруб-ном пространстве.

После подъема этих устройств их тщательно промывают и очищают от грязи, песка и парафина. Особенно тщательно очищают от нефти резиновые манжеты. Затем пакер и якорь разбирают для осмотра или замены вышедших из строя дета­лей; смазывают трущиеся поверхности и резьбу.

При заклинивании пакера в скважине колонну НКТ враща­ют по часовой стрелке. При этом якорь отвинчивается от па­кера и извлекается на поверхность вместе с НКТ. В скважину спускают режуще-истирающий (кольцевой фрезер ФК, офрезе-ровывают пакер и извлекают его на поверхность.

Не нашли то, что искали? Воспользуйтесь поиском гугл на сайте: