Если вы скопируете книгу или главу книги, Вы должны незамедлительно удалить ее сразу после ознакомления с содержанием. Копируя и сохраняя его Вы принимаете на себя всю ответственность, согласно действующему международному законодательству. Любое коммерческое и иное использование кроме предварительного ознакомления запрещено. Публикация данной книги не преследует никакой коммерческой выгоды, но документ способствуют быстрейшему профессиональному росту читателей и являются рекламой бумажных изданий таких документов. Все авторские права сохраняются за правообладателем. В случае претензий со стороны авторов книг/издательств обязуюсь убрать указанные книги

ГЛАВА III
ОБОРУДОВАНИЕ И ИНСТРУМЕНТ, ПЕРЕДВИЖНЫЕ АГРЕГАТЫ И БУРОВЫЕ УСТАНОВКИ
Сложные работы в скважинах, связанные с ликвидацией аварий, изоляцией вод, исправлением смятых колонн, разбуриванием плотных пробок, гидравлическим разрывом пласта и другие, относятся к категории капитального ремонта. Глубины простаивающих скважин изменяются от нескольких сот до нескольких тысяч метров, а диаметры колонн их — от 114 м и более. Большинство скважин, подлежащих капитальному ремонту, находится в осложненном аварийном состоянии. Зарезка и бурение второго ствола, а в ряде случаев и бурение новых скважин, проводимых бригадами капитального ремонта, нередко происходят в сложных геологических условиях.
На рис. III.1 показана принципиальная схема размещения оборудования при подземном и капитальном ремонтах скважин применительно к спуско-подъемным операциям.
Талевый канат 1 от лебедки 2 подъемного механизма (в данном случае лебедка смонтирована на тракторе-подъемнике), пропущенный через оттяжной ролик 3 и шкивы кронблока 10, установленного на верху вышки 9, и шкивы талевого блока 8, прикреплен к рамному брусу 13. К серьге талевого блока подвешен подъемный крюк 7, на котором при помощи штропов 6 подвешивают элеватор 5. Элеватор удерживает на весу колонну труб за муфту верхней трубы 4. Таким образом, поднимаемый груз висит на нескольких струнах 12 талевого каната. При вращении барабана лебедки канат наматывается на барабан и груз поднимается. Спуск происходит под действием веса груза при обратном вращении барабана и его притормаживании.
Трубы перед спуском в скважину осматривают, подтаскивают, замеряют и укладывают на приемные наклонные мостки 11.
При разбуривании цементного стакана, исправлении дефектов в эксплуатационной колонне, зарезке и бурении второго ствола, а также при ловильных работах на устье скважины устанавливают ротор 14.
При необходимости промывки скважин, а также при других видах капитального ремонта (фрезеровании, исправлении дефектов колонны и др.) к подъемному крюку подвешивают вертлюг.
108
w-
Оборудование и инструмент, применяемые для капитального ремонта скважин, можно подразделить на следующие группы:
1) вышки и мачты;
2) спуско-подъемное оборудование и инструмент, применяемый при этих операциях;
3) оборудование для вращения'инстру-мента;
4) промывочные агрегаты и 'насосы;
5) бурильные, обсадные и насосно-компрессорные трубы;
6) оборудование, используемое для цементирования скважин и нефтеотдачи пластов;
7) ловильный инструмент;
8) пакеры.
W7^WW/W^75w/W^/WW«?KW^VW
Рис. III.1. Принципиальная схема оборудования эксплуатационной вышки для подземного ремонта скважины
Из перечисленного комплекса оборудования и инструмента при всех видах работ по капитальному ремонту скважин применяют вышки и мачты, оборудование и инструмент для производства спуско-подъемных операций, насосно-компрессорные или бурильные трубы. Другие виды оборудования используют только для производства следующих работ: ловильных, изоляционных, ремонтно-исправительных и т. д.
ВЫШКИ И МАЧТЫ
Вышки и мачты (стационарные или передвижные) — сооружения, предназначенные для подвески талевой системы, поддержания на весу колонны бурильных и насосно-компрессорных труб при различных видах работ: спуско-подъемных операциях, спуске обсадной колонны или подъеме ее и вспомогательных работах.
Вышки и мачты, используемые при капитальном ремонте скважин, можно подразделить на следующие четыре группы: а) эксплуатационные; б) оставшиеся после бурения; в) специально устанавливаемые для капитального ремонта; г) передвижные мачты.
109
Вышки и мачты первых трех групп относятся к стационарным.
Если на скважине, подлежащей капитальному ремонту, имеется вышка или мачта, то перед производством работ устанавливают ее пригодность и соответствие ожидаемым нагрузкам.
По системе опор и передачи на фундамент основной нагрузки, а также по степени разборности и методу сборки вышки подразделяют на два типа: башенные и мачтовые (табл. III.1 и III.2).
Таблица III.1 Техническая характеристика вышек башенного типа
Вышки башенного типа
Показатели S сч
о о со 0 3 со Сч1 см г-
1 о а g ГО Си
я М м М и т
Номинальная грузоподъемная сила 300 200 150 НО 80 75
на крюке, тс
Высота вышки, м 53 41 44 28 24 24
Размер оснований (по осям ног), м:
нижнего 10X10 8X8 8X8 8X8 8X8 8X8
верхнего 2X2 2X2 2X2 2X2 2X2 2X2
Высота проема ворот, м 10,5 10,87 12,0 8,0 9,6 9,6
Число секций (панелей) 24 18 10 7 7 7
Грузоподъемность «козел», т 6,0 6,0 3,0 3,0 2,5 2,5
Таблица III.2 Техническая характеристика вышек А-образного типа
Показатели 1ВБ28-75 БУ-75Бр ВАС-42
Номинальная грузоподъемная сила на крю- 75 75 200
ке, тс
Максимальная кратковременная нагрузка 100 100 250
на крюке, тс
Высота от опорных шарниров ног до верх- 28,3 40,3 42,8
ней плоскости подкронблочных балок, м
Расстояние между опорами ног, м 6,2 6,2 9,2
Расстояние между опорными шарнирами 1,5 1,5 2,5
подкронблочных балок, м
Расстояние между опорами ноги и под- 6,0 6,5—7,0 6,0
коса, м
Вышки А-образного типа
А-образные секционные вышки мачтового типа, широко применяемые на промыслах, по сравнению с вышками башенного типа обладают большими преимуществами: при равной грузоподъемности металлоемкость их на 20% меньше, число разъем-
110
ных деталей также намного меньше. Важным преимуществом вышек этого типа является возможность более удобного и легкого расположения механизмов для спуско-подъемных операций.
Для ремонта неглубоких скважин вышки часто заменяют мачтами. Изготовляются мачты стационарными и передвижными (табл. III.3). Нормализованная мачта МЭСН состоит из двух составных ног, соединенных в верхней части фланцами. Ноги изготавливают из труб диаметром 168, 141 и 114 мм или из насосно-компрессорных труб диаметром 114 мм, а остальные элементы — из насосно-компрессорных труб и штанг соответствующих размеров.
Таблица III.3
Техническая характеристика стационарных и передвижных мачт
Шифр Высота мачты, м Грузоподъемная сила, тс Число шкивов на кронблоке
МЭСН 22x25 МЭСН 15X15 ПТМ1-40 22 15 22 25 15 40 4 3 4
Передвижные мачты предназначены для подземного ремонта скважин, не имеющих стационарных мачт и вышек. Применяют их на участках безвышечной эксплуатации скважин с большим межремонтным периодом работы, при наличии заранее подготовленных площадок и хороших подъездных путей.
Мачта ПТМ1-40 — передвижная телескопическая мачта, состоящая из двух секций, смонтирована на гусеничной тележке типа «Восток». Подъем и выдвижение второй секции осуществляются механически от подъемника через систему блоков. Транспортируется и работает она совместно с подъемником ЛТ-11КМ.
ЭКСПЛУАТАЦИЯ ВЫШЕК И МАЧТ
При ремонте скважин вышки и мачты воспринимают значительные нагрузки, причем последние могут быстро возрастать и резко уменьшаться, т. е. носить динамический характер.
Во время работы вышка подвержена также вибрациям. Поэтому необходимо следить за тем, чтобы болтовые соединения были достаточно затянуты, а контргайки были на местах, ноги вышки были прямые, диагональные тяги и оттяжки натянуты при помощи стяжных приспособлений.
Особенно большие вибрации вышки возникают, когда ведущая труба (квадратная штанга) погнута или нарушена центровка вышки. Перед сложными работами (ловильные работы, расхаживание прихваченного инструмента, спуск колонны и т. д.) вышки и мачты необходимо тщательно осматривать, устраняя замеченные неполадки.
111
ОБОРУДОВАНИЕ И ИНСТРУМЕНТ, ПРИМЕНЯЕМЫЕ ПРИ СПУСКО-ПОДЪЕМНЫХ ОПЕРАЦИЯХ
К оборудованию, применяемому при спуско-подъемных оцера-циях, относятся: лебедки, тракторные подъемники и механизмы талевой системы (кронблок, талевый блок, подъемный крюк и крюко-блок). Необходимыми инструментами при спуско-подъемных операциях являются: элеваторы, штропы, клинья, спайдеры, ключи.
Для механизации и частичной автоматизации наиболее трудоемких операций по спуску и подъему насосно-компрессорных труб применяются автоматы, а для насосных штанг — автоматические ключи.
Лебедка предназначена для производства следующих операций: спуска и подъема бурильного инструмента, насосно-компрессорных и обсадных труб, передачи вращения ротору, регулирования подачи долота на забой в процессе бурения, свинчивания и развинчивания труб, ироизводства вспомогательных работ по подтаскиванию тяжестей и др. Для передачи мощности от электродвигателя к лебедке с изменением частоты вращения служит редуктор.
Выбор подъемного механизма зависит от глубины скважины, характера и сложности производимых работ.
Техническая характеристика лебедок приведена в табл. III.4.
Таблица III.4 Техническая характеристика лебедок
Показатели ЛМЗ-2 2ЛБ-3 Л1-4МЗ
Грузоподъемная сила, тс:
при оснастке 4x5 60 75 120
при оснастке 5X6 75 100 158
Приводная мощность, кВт 160 320 320
Натяжение ходового конца талевого каната 8 10,5 19
на барабан лебедки, тс
Диаметр бочки барабана, мм 400 500 650
Длина бочки барабана, мм 760 690 840
Диаметр тормозных шайб, мм 1064 1100 1170
Ширина тормозных шайб, мм 250 250 250
Габаритные размеры, мм:
длина 4000 3920 3700
ширина 2700 2620 2960
высота 1700 2390 2390
Масса лебедки (без цепей), кг 7200 9740 11000
При ремонтных работах в сравнительно неглубоких скважинах, если эти работы непродолжительны и не связаны с большими нагрузками, применяют передвижные тракторные подъемники. Они удобны тем, что весьма маневренны и не требуют длительных монтажно-де-монтажных работ. На переезд и установку передвижных подъемников у ремонтируемых скважин требуется всего несколько часов.
112
00
со

Рис. III.2. Подъемник «Азинмаш-43П»: 1 — коробка перемены передач, 2 — лебедка
Подъемник «Азинмаш-43П» (рис. III.2) — основной из числа выпускаемых за последние годы на машиностроительных заводах страны подъемников, применяемых для подземного ремонта скважин. Предназначен он для производства спуско-подъемных операций в скважинах, оборудованных стационарными вышками или мачтами. Подъемник представляет собой самоходную установку, смонтированную на гусеничном болотоходном тракторе типа Т-100МБ Челябинского завода (допускается монтаж подъемника на тракторе Т-100М неболотоходного исполнения с обычными гусеницами). Наличие у болотоходного трактора широких гусениц и увеличенной длины их опорной поверхности резко снижает давление на грунт, что в свою очередь повышает проходимость подъемника в условиях бездорожья, особенно по снежной целине и заболоченной местности.
Расширенная колея болотоходного трактора и увеличенная длина опорной поверхности его повышают устойчивость трактора, особенно при переездах по пересеченной местности. К задней по ходу движения стенке корпуса главной передачи трактора прикреплена четырехскоростная реверсивная коробка перемены передач, приемный вал, который посредством шлицевой муфты соединяется с валом вывода мощности трактора.
Вращение на барабан лебедки передается выводным валом коробки перемены передач через приводной вал. На наружном конце последнего установлен клиноременный шкив, предназначенный для перемотки тартального каната с барабана лебедки на вспомогательный барабан. На концах вала барабана лебедки установлены безопасная катушка и цепное колесо для привода ротора.
Управление основными исполнительными механизмами подъемника, осуществляемое из кабины тракториста, — электропневматическое; тормозом лебедки — ручное (механическое), сдублированное ножным пневматическим; остальными механизмами — механическое.
Для обеспечения пневмосистемы воздухом под капотом двигателя, установлен автомобильный компрессор, имеющий привод от шкива вентилятора двигателя.
При работе в ночное время рабочая площадка перед подъемником и лебедка освещаются фарами и светильником, питающимся от электрооборудования трактора.
ЭКСПЛУАТАЦИЯ ЛЕБЕДОК И ТРАКТОРНЫХ ПОДЪЕМНИКОВ
Безотказность в работе и срок службы лебедок и тракторных подъемников зависят от правильной, технически грамотной эксплуатации, а также от качества ухода за ними. Только при строгом соблюдении правил монтажа и демонтажа, эксплуатации и ухода можно увеличить межремонтный период работы лебедок и подъемников.
В процессе работы подъемные механизмы должны содержаться в чистоте. Очень важно своевременное обнаружение отдельных, в том числе мелких, неисправностей, которые при несвоевременном
114
устранении могут привести к осложнениям и даже к авариям, несчастным случаям с обслуживающим персоналом. В этих целях следует ежедневно до начала работ на лебедке проверять: все болтовые соединения (если обнаружится ослабление, произвести подтяжку); состояние крепления гаек фундаментных болтов; механизмы включения кулачковых муфт (при нажатии на педаль или рычаг муфта должна включаться полностью); работу тормоза — регулированием натяжения тормозных лент; все цепные и вращающиеся детали; исправность компенсатора; необходимо следить также за наличием масла в цилиндре.
Подъемник следует устанавливать на специальной бутобетонной площадке (размером 8 X 4,5 X 0,6 м) в удобном месте, откуда хорошо видно устье скважины.
Правильность установки подъемника у скважины проверяют путем подъема — спуска ненагруженного блока на полную высоту подъема. При этом проверяют правильность наматывания каната на барабан лебедки.
Для обеспечения устойчивости тракторный подъемник необходимо надлежащим образом закрепить. С этой целью у переднего барьера площадки для подъемника делают упоры, которые выполняются в виде кососрезных брусьев и свай, забитых на глубину 1,5 м. К косой поверхности брусьев на болтах прикрепляют плиты с железными упорами для задней рамы подъемника. До укрепления каната на барабане лебедки подъемника его необходимо пропустить через оттяжной ролик и прикрепить к делительному диску. Затем при самом нижнем положении крюка навивают на рабочую часть барабана лебедки 8—10 витков каната. При ровной навивке каната считают, что подъемник установлен правильно.
ТАЛЕВАЯ СИСТЕМА
Тяговое усилие с барабана лебедки подъемника передается на подъемный крюк стальным канатом через талевую систему.
Неподвижная часть талевой системы — кронблок устанавливается на верхней площадке вышки или мачты и состоит из шкивов, свободно насаженных на одном общем валу, покоящемся на металлической раме; подвижная часть — талевый блок, подъемный крюк, направляющий (оттяжной) ролик и талевый канат.
Талевый канат попеременно огибает шкивы кронблока и талевого блока; при этом один конец его, проходящий через оттяжной ролик, закрепляют на барабане подъемной лебедки, а другой — неподвижный — прикрепляют к рамному брусу вышки. К нижней серьге талевого блока подвешивают крюк.
В зависимости от глубины скважины, вида работ и предполагаемой нагрузки для каждого случая выбирают механизм талевой системы соответствующей грузоподъемности.
Кронблоки (табл. III.5) изготавливают с различным числом канатных шкивов и на различную грузоподъемность. Шкивы
8* 115
расположены на общей оси, закрепленной в опорах-подшипниках. Кронблоки типа КБНЗ-15 и КБН4-35 устанавливают непосредственно на собственные опоры-подшипники. У кронблока типа 1КБН5-50 (рис. III.3), КБН-75 и других эти опоры смонтированы на раме, которая крепится на подкронблочной площадке вышки. Кронблоки снабжают защитными кожухами.
Таблица III.5 Техническая характеристика кронблоков
ее , А
Р> И ft
J3* 'v'tS Завод
И* Завод «Баррикады» wes§ ям. Сардарова
§3 n § S
ctf rt л a ft
Покэззтбли со g ragg
и го о
сз о, 0,0, о, i/1 >о Ю in
о Я яя Я о Г- я • ^ г* t-c^ S3 s И я
m ?*> Р% Р^> ^ я ?G Я я
>> И WM Я w ч W W
Грузоподъемность, тс 130 75 75 50 75 50 25 15
Число канатных шкивов 6 5 5 5 5 5 4 3
Диаметр шкивов по дну ка- 900 1000 800- 800 750 580 480 380
навки, мм
Ширина профиля канавок шки- 28 28 28 25 25 22,5 19,5 18,5
вов, мм
Габаритные размеры, мм: длина 2320 _ 950 1300 2225 2250 550 450
ширина 1290 ----- . 910 765 1140 765 435 860
высота 1215 ----- 920 1020 830 785 550 450
Масса, кг 2330 1450 1068 923 1715 725 125 100
Талевый блок У4-130-3 состоит из двух сварных щек, сверху соединенных траверсой, а снизу — серьгой. В щеках неподвижно закреплена ось, на которой через двойные роликоподшипники установлены пять блоков. В нижней части блока на осях закреплена серьга для подвешивания крюка. В середине траверсы закреплена труба, за которую талевый блок подвешивают при ремонте.
Талевый блок БТН4-75 (рис. III.4) состоит из двух сварных щек 5, сверху соединенных траверсой 1, а снизу — серьгой 6 для подвешивания крюка. В щеках неподвижно закреплена ось 4, на которой через двойные роликоподшипники 3 установлены четыре канатных шкива 2. Траверса изготавливается в виде бачка для масла, смазывающего канат посредством регулируемой игольчатой масленки. В середине траверсы закреплена труба 7, за которую талевый блок подвешивают при ремонте скважин. В целях предотвращения соскакивания каната шкивы с боков перекрываются откидными кожухами.
Техническая характеристика талевых блоков приведена в табл. III.6.
116
Рис. III.3. Кронблок 1КБН5-50: 1 — ось, 2 — роликоподшипник; 3 — шкив, 4 — кожух, s — опора; 6 — рама
590
870
Рис. III.4. Талевый блок БТН4-75
Таблица 1Н.6
Техническая характеристика талевых блоков
i
R ck
а а »
5 Завод «Баррикады» и!* Завод им. Сардарова
о о'н
m и и я и
03 03 S3 Н о
Показатели со g СО Ко
и го
CYJ а an lO in ю lO О
, О М ММ г-1 -* (М •7
СО i е- г-i i s К со я М я
*^ ^ ^ ^ н 5 ^ н
>> М fflffl ffl ~ М М М
Грузоподъемная сила, тс 130 75 75 75 50 25 15 10
Число канатных шкивов 5 4 4 4 4 3 2 1
Диаметр шкивов по дну ка- 900 1000 800 750 580 480 380 380
навки, мм
Ширина профиля канавок шки- 28 28 28 25 22,5 18,5 18,5 18,5
вов, мм
Габаритные размеры, мм:
длина 830 — 1535 590 470 280 270 250
ширина 1045 — 775 870 650 550 450 450
высота , 2065 — 2065 1675 1230 950 840 810
Масса, кг 2215 • — 2300 1205 450 160 130 59
Таблица III.7
Техническая характеристика подъемных крюков
Завод Н К и
g «Баррика- н§ Р Завод им. Сардарова
ды» око
ПОКЭ.ЗЭ.Т6ЛИ со И сбо
g со
а ар,
о со W ММ 3 0 Ю Ю 1 а
•^ i i i г— 1 1 Я я
? И ММ и М и М 5 и
Грузоподъемная сила, тс:
а) центрального рога 130 75 75 75 50 25 15 10
б) боковых рогов 130 75 75 75 — — — —
Диаметр зева, мм:
а) центрального рога 170 160 160 170 120 90 55 50
б) боковых рогов 115 90 86 115 — — — —
Ход пружины, мм 145 145 140 145 90 60 55 55
Грузоподъемная сила пружи- 2400 — 974— 2000 450 400 250 200
ны, кгс 1915
Габаритные размеры, мм:
высота 2328 — 2145 2030 1265 955 720 685
наибольшая ширина 840 — 480 733 470 306 243 210
Масса, кг 1600 — 546 702 128 64 32,3 23,4
118
Подъемные крюки (табл. III.7) предназначены для подвешивания элеваторов, вертлюгов и другого оборудования при спу-ско-подъемных операциях. Крюки выпускаются грузоподъемностью 15, 25, 50, 75 и 130 тс.
Крюки КН (рис. III.5) различной грузоподъемности по конструкции одинаковы и снабжены амортизирующими пружинами, упорными подшипниками и защелками у зева для безопасности работы. Для подъема штанг используют крюк типа 1КП1П-10. Крюк У5-130-2 (рис. III.6) состоит из трехрогого пластинчатого крюка 1, который выполнен из четырех легированных стальных пластин толщиной 30 мм каждая, траверсы 2 и штропа 3. На крюке-установлены литая подушка 4 под штроп вертлюга и предохранительная зацепка 5. Для подвешивания штропов в крюк впрессован стержень 6, образующий боковые рога, которые замыкаются скобами 7, предохраняющими штропы элеватора от соскакивания.
Траверса, представляющая собой литую стальную деталь с карманами для шарнирного крепления ветвей штропа, имеет центральное-отверстие с гнездом под упорный шарикоподшипник 8, на котором вращается литой стакан 9. Пружина 10, расположенная внутри стакана, верхним концом упирается в гайку 11, навинченную на ствол. В проушину ствола внизу при помощи пальца подвешен основной пластинчатый рог крюка. При одевании серьги вертлюга ствол крюка застопоривается зацепом.
Крюкоблок представляет собой сборную систему из талевого блока и крюка. Такой крюкоблок, например, входит в комплект буровой установки БУ-75Бр-70. Состоит он из шарнирно соединенных двурогого крюка и четырехшкивного талевого блока.
Крюк состоит из трех основных частей: корпуса, ствола и стакана, а талевый блок — из двух сварных щек, оси с четырьмя канатными шкивами, двух траверс и двух боковых кожухов.
Для закрепления ствола в определенцом положении крюк имеет стопорное устройство.
Талевый канат (табл. III.8) является гибким и наиболее ответственным элементом талевого механизма, связывающим блок с кронблоком.
Канаты изготавливают из стальной проволоки (тигельная сталь). По конструктивному признаку канаты подразделяются на три основные группы: одинарной, двойной и тройной свивки.
Канаты двойной свивки состоят из нескольких прядей, свитых в канат, а канаты тройной свивки — из нескольких канатов двойной свивки. Различают правое и левое направление свивки. При правом направлении пряди в канатах идут слева вверх направо, а при левом они направляются справа вверх налево.
Оттяжной (направляющий) ролик служит для изменения направления талевого каната от подъемника к кронблоку и предохранения вышек и мачт от опрокидывания. Шарнирное устройство ролика допускает вращение его в горизонтальной и вертикальной плоскостях.
Рис. III.5. Крюки:
крюк 1КН-15; б — крюк КН-25;
Рис. III.6. Крюк У5-130-2
в — крюк КН-50
Таблица III.8
Техническая характеристика стальных канатов ТК-6Х9-114 с органическим сердечником
(по ГОСТ 3070—55)
Расчетный предел прочности
Диаметр, мм О проволоки при растяжении, кгс/ см2 Допускаемая нагрузка
О в кгс на канат при не менее
0 3 150 160 чем 2,5-кратном запасе
о rt прочности и при паспортной
РЭ о а § о разрывное усилие (не менее), прочности одной проволоки при растяжении
кгс
X S3 .
о и о о о о
S3 ее в д
S. 8 И о 0} В s о X 0 я о
gs s с га R ш ™ (5
О с S л » к fn я к и - § к я « в К а" СП 150 кгс/мм2 160 кгс/мм2
га и § га я Ни ь пз ш н 2 К g га и ?
га я tr я Л О а о оЗ
Я о о щ S П аз S R И
КЗ К а В я ft к о и § о и оЗ
11,0 0,7 43,89 41,59 6580 5590 7020 5960 2236 2384
12,5 0,8 57,34 54,33 8600 7310 9170 7790 2924 3116
14,0 0,9 72,50 68,70 10850 9220 11600 9850 3688 3943
15,5 1,0 89,49 84,80 13400 11350 14300 12150 4540 4860
17,0 1Д 108,30 102,6 16200 13750 17300 14700 5500 5480
18,5 1,2 128,32 122,0 19300 16400 20600 17500 6560 7000
20,0 1,3 151,28 143,3 22650 1S250 24200 20550 7700 8220
22,0 1,4 175,56 166,3 26300 22350 28050 23800 8940 9520
23,5 1,5 200,64 190,1 30050 25500 32100 27250 10200 10900
25,0 1,6 .229,14 217,1 34350 29150 36650 31150 11660 12460
26,5 1,7 258,78 245,2 38800 32950 41400 35150 13108 14060
28,0 1,8 289,56 274,3 43400 36850 46300 39350 14740 15740
31,0 2,0 357,96 339,2 53650 45600 57250 48650 18240 19460
Оттяжные ролики, согласно нормали Н689-53, изготавливают грузоподъемностью 4; 8 и 12 т.
Ролик крепят к рамному брусу или специальному фундаменту, расположенному между подъемником и вышкой на расстоянии не далее 1 м от ноги вышки. При установке ролика у мачты его крепят к трубе, пропущенной между фундаментами ног, и возможно ближе к ноге мачты. Со стороны подъемника его устанавливают так, чтобы талевый канат, идущий к подъемнику через ролик, не пересекал рабочей площадки и стеллажей и не касался где-либо самой вышки. Оттяжной ролик ограждается специальным приспособлением. Неподвижный конец талевого каната крепят к противоположной ноге вышки или мачты.
ОСНАСТКА ТАЛЕВОЙ СИСТЕМЫ
Перед оснасткой талевой системы определяют число шкивов в талевом блоке, тип каната, его диаметр, длину и разрывное усилие. Диаметр каната должен соответствовать размеру диаметра канавок
121
шкивов талевого блока и кронблока. Применение каната меньшего диаметра в отдельных случаях допустимо, однако использование каната большего диаметра нежелательно во избежание его защемления в канавках шкивов и быстрого износа.
Оснастку талевой системы выполняют следующим образом (см. рис. III. 1). Помощник бурильщика поднимается на верх вышки с пеньковой веревкой, пропускает ее через шкив кронблока и конец опускает вниз до пола вышки. Длина веревки должна быть не менее двойной высоты вышки. Бурильщик, находящийся внизу, привязывает один конец веревки к талевому канату, а другой конец тянет вниз при помощи катушки трактора-подъемника и протаскивает канат через крайний шкив кронблока.
Для протаскивания каната через второй шкив кронблока нужно свободный конец веревки подать наверх помощнику бурильщика. Для этого бурильщик привязывает свободный конец веревки к канату, поднимаемому вверх на первом шкиве, и пропускает канат через шкив талевого блока. Помощник бурильщика, находящийся на подкронблочной площадке, отвязывает веревку, пропускает ее через другой шкив кронблока и отпускает вниз. Затем протаскивает канат через этот шкив. Точно так же пропускают канат через все шкивы кронблока и талевого блока. После оснастки неподвижный конец каната крепят к рамному брусу вышки, а подвижный — к барабану лебедки.
В процессе эксплуатации талевый канат по длине изнашивается неравномерно. Наиболее быстро изнашивается ведущая струна.
Для выявления износа и повреждений каната его следует периодически осматривать. При замене талевого каната раскрепляют его неподвижный конец и соединяют с концом нового каната. При вращении барабана лебедки сработанный канат постепенно наматывается на него. Одновременно с этим новый канат переходит через шкивы талевой системы. Когда его конец, пройдя талевую систему, наматывается поверх сработанного, другой свободный конец нового каната закрепляют (неподвижный конец). Затем разматывают конец нового каната с барабана лебедки, отсоединяют его от сработанного, который сматывают с барабана лебедки. После этого конец нового каната прикрепляют к барабану и наматывают на него.
Практикой установлено, что при использовании каната увеличенной длины и эксплуатации его с перепуском удлиняется срок службы и соответственно сокращается расход каната.
РЕКОМЕНДАЦИИ ПО ЭКСПЛУАТАЦИИ И УХОДУ ЗА МЕХАНИЗМАМИ
В кронблоках и талевых блоках смазывают только роликовые подшипники канатных шкивов (один раз в три месяца). Один раз в полгода смазку заменяют, предварительно промыв смазочную систему керосином. Смазка талевого каната — капельная от емкости, расположенной в верхней части талевого блока. Периодически сле-
122
дует проверять износ желобов. Во избежание соскакивания каната из канавок шкивов работа при снятых кожухах кронблока и талевого блока не разрешается.
У подъемных крюков и крюкоблоков перед началом работы необходимо проверить свободное вращение ствола, надежность действия защелки и стопора стакана, закрепление скоб боковых рогов, действие и ход пружины.
Смазку крюка следует производить регулярно. Пальцы, соединяющие штроп с траверсой и крюк со стволом, необходимо смазывать не реже одного раза в сутки с помощью ручного шприца (по 20— 25 г), упорный шарикоподшипник — один раз в месяц (используют 500 г густой универсальной смазки).
Для увеличения срока службы канатов необходимо соблюдать следующие правила: новые канаты нагружать не сразу, а постепенно, систематически смазывать их машинным или цилиндровым маслом, не содержащим щелочи и кислоты. Во избежание порчи не следует смазывать канат нефтью. При смазке канат должен находиться под возможно малой нагрузкой. При этом надо следить, чтобы канат наматывался на барабан правильными рядами. Не рекомендуется ударять по канату кувалдой или каким-либо другим предметом, а также делать на поверхности его зарубки.
Образование петель, смятий, колючек и других повреждений указывает на износ каната. Браковать канат следует в случаях, когда хотя бы одна его прядь оборвана, а также, когда на шаге свивки каната диаметром до 20 мм число оборванных проволок составляет больше 5%, а при диаметре свыше 20 мм — более 10%.
ИНСТРУМЕНТ, ИСПОЛЬЗУЕМЫЙ ПРИ СПУСКО-ПОДЪЕМНЫХ ОПЕРАЦИЯХ
Элеваторы
Элеваторы (табл. III.9) предназначены для захвата и удержания в подвешенном состоянии колонн бурильных, насосно-компрессор-ных и обсадных труб при спуско-подъемных операциях. Для бурильных труб они подразделяются на кованые и литые.
Элеватор (рис. III.7) состоит из следующих основных деталей: корпуса (большая челюсть), затвора (малая челюсть), собачки и оси шарнира.
Корпус 3 представляет собой массивную стальную (кованую или литую) деталь с открытыми по бокам отверстиями под штропы. Затвор 1 также стальной (кованый или литой) присоединяется к корпусу посредством оси 4, на которой он вращается. Собачка 2 служит для того, чтобы в процессе спуско-подъемных операций элеватор самопроизвольно не раскрылся. Выступ собачки, который при закрытом элеваторе находится под опорной поверхяостью муфты обсадной трубы или Замка бурильной трубы, обеспечивает надежность закрытия элеватора. Собачка срабатывает автоматически под действием пружин.
123
Таблица III.9 Техническая характеристика и габаритные размеры элеваторов
Шифр Грузоподъемная сита, то Внутренний диаметр, мм Габаритные размеры, мм Масса, кг
длина ширина высота
Элеваторы «Красное Сормово» для бурильных труб
ЭБ-73 75 76 540 240 230 72
ЭВ-89 75 96 540 240 230 69
ЭБ-114 100 118 600 265 245 92
Элеваторы для обсадных труб
ЭО-146 125 150 600 325 250 118
ЭО-152 125 172 720 325 250 135
ЭО-178 125 198 780 340 280 177
ЭО-203 125 223 810 370 280 196
ЭО-228 125 250 830 390 300 220
Элеваторы литые для обсадных труб
ЗН-198-125 125 198 785 370 325 167
ЭН-223-125 125 223 810 375 325 210
ЭН-250-125 125 250 840 425 325 229
ЭН-278-125 125 278 880 435 325 246
Элеваторы для н а со сн о -к омп р есс о р ны х труб
ЭН48-15 15 49,3 222 158 538 16
ЭН60-15 15 62 222 158 538 15
ЭН73-15 15 75 234 168 538 16
ЭН89-15 15 92 250 182 538 17
ЭН48-25 25 62 350 175 123 17
ЭН 73-25 25 75 376 185 123 18
ЭН89-25 25 92 392 190 123 19
ЭНН 4-25 25 118 418 215 123 21
ЭН73-50 50 75 392 183 180 23
ЭН89-50 50 92 408 190 180 25
ЭН 114-50 50 118 434 215 180 29
Элеваторы с захватным приспособлением (ЭЗН) для насосно-компрессорных и бурильных труб. В комплект (рис. III.8) входят: два элеватора, захватное приспособление и штроп. Захватное приспособление состоит из захватного устройства, затвора и серьги, в которую предварительно с помощью пальцев и шплинтов вдевают штроп. Затвор запирает открытый зев захватного устройства, винт которого ограничивает движение затвора и препятствует полному выходу его из захватного устройства. Чтобы открыть это устройство, необходимо повернуть рукоятку затвора вверх и вытянуть до отказа, а чтобы закрыть — поворачивают ее до попадания в выемку в корпусе захватного устройства.
124
Рис. III.7. Элеватор кованый для бурильных труб
А
С№
РУ
Рис. III.8. Элеватор ЭЗН с захватным приспособлением:
1 — корпус, 2 — створка; 3 — винт; 4 — затвор; 5 — палец; в — серьга; 7 — шплинт; 8 — захватное устройство; 9 — рукоятка; 10 — штроп
Основными узлами элеватора являются корпус и створка. Снизу корпус имеет круговой опорный фланец. По двум пазам в корпусе движутся шлицы створки. Корпус в сборе со створкой придает элеватору замкнутую трубообразную форму. Муфта трубы опирается на выступы, имеющиеся на верхних буртах корпуса. Для удобства работы к элеватору приварена ручка. Две лыски в средней части препятствуют проворачиванию элеватора в захвате.
Грузоподъемная сила элеваторов типа ЭЗН в зависимости от диаметра труб (48 -f- 114 мм), для которых они применяются, составляет от 15 до 50 тс. Диаметр труб и грузоподъемная сила их обозначаются в шифре. Так, шифр ЭЗН-89-50 обозначает: элеватор с захватным приспособлением нормальный для насосно-компрессорных труб диаметром 89 мм и грузоподъемной силой 50 тс.
Элеваторы типа ЭШН (элеваторы штанговые, нормальные) предназначены для захвата и подвешивания колонны глубинно-насосных штанг при спуско-подъемных операциях. Конструкция элеватора позволяет использование двух пар вкладышей втулок,, одна из которых предназначена для штанг диаметром 16, 19 и 22 мм,р вторая пара — для штанг диаметром 25 мм. Корпус элеватора имеет две цапфы, на которые надевают штроп, свободно поворачивающийся на них. Для предохранения от соскакивания с цапф штроп с обоих концов крепится шайбой и шплинтом.
Элеватор закрывают и открывают поворотом втулки с приваренной к ней рукояткой. Для исключения возможного произвольного поворота втулки во время работы предусмотрена шарнирная рукоятка, которая в закрытом положении опускается в зев корпуса. Элеваторы выпускают двух типоразмеров грузоподъемной силой 5 тс (ЭШН-5) и 10 тс (ЭШН-10), отличающиеся один от другого высотой корпуса и диаметром штропа. Одинаковыми для обоих типоразмеров являются сменные втулки, вкладыши и крепежные винты.
На состояние элеваторов следует обращать особое внимание. Элеватор должен свободно открываться и закрываться. Запрещается пользоваться элеватором, у которого сработана втулка, сломан рычаг втулки, не зашплинтованы шайбы, предохраняющие от соскакивания штропа с цапф, имеются трещины и другие дефекты. Элеватор должен свободно скользить по штанге.
Штропы
Штропы служат для подвески элеватора на подъемном крюке. Представляют они собой замкнутую стальную петлю овальной формы, значительно вытянутую по одной оси. Чтобы предотвратить выход штропов из проушин элеватора, применяют предохранительные шпильки, которые привязывают к пиропам.
Штропы выпускают двух типов: ШБН (штропы буровые нормальные) и ШБУ (укороченные), которые одинаковы по конструкции, но различаются размерами и грузоподъемной силой.
126
Клинья для бурильных труб
В соответствии с нормалью Н305-49 клинья изготавливают двух типов: КБ-2 для бурильных труб и УБТ — для утяжеленных бурильных труб. В комплект клиньев входят две секции, охватывающие трубу на одном уровне, каждая из которых состоит из правого и левого корпусов, соединенных между собой шарнирно. В каждом корпусе клиньев типа КБ-2 помещается 20 зубьев, а в корпусе УБТ их 15. Зубья имеют насечки в виде площадок.
Спайдеры
Спайдер предназначен для удержания на весу колонны обсадных труб при спуске их в скважину.
Спайдер (рис. III.9) состоит из следующих основных деталей: корпуса 9, плашек 3, кулачка 4, клиньев 5, хомутов 8, роликов плашек j?, пальцев роликов плашек 2, роликов кулачка 6, пальцев роликов кулачка 7.
'•2 3 4 5 S 7 8
i / / / /
Рис. III.9. Спайдер
Корпус спайдера является основной деталью, воспринимающей всю нагрузку от веса обсадных труб. Все прочие детали спайдера монтируются в корпусе. Плашки служат для захвата обсадных труб и удержания их в подвешенном состоянии. Захват производится зубьями плашек за гладкое тело трубы.
Радиальное усилие для захвата труб достигается благодаря посадке плашек в корпусе на конусах. При увеличении веса труб под действием силы трения трубы о зубья плашек достигается более низкая посадка плашек на конусах, что приводит к увеличению радиальных усилий или к повышению надежности захвата. При подъеме труб последний силой трения стремится снять плашки с конусов, что снижает радиальные усилия и подъем плашек производится без всяких затруднений.
127
Плашки поднимаются и опускаются с помощью кулачка, для чего его следует повернуть в ту или другую сторону вокруг оси спайдера. Чтобы облегчить поворот рычагом, кулачок установлен в корпусе на роликах.
Клинья, посаженные в корпусе, служат для предотвращения кругового перемещения плашек. Хомуты, состоящие из двух половин, предназначены для кругового направления перемещения кулачка, а также для предотвращения смещения кулачка вверх. Круговой выступ кулачка входит в соответствующий вырез в хомутах. Размеры вырезов и выступов подобраны таким образом, что исключена возможность падения плашек в скважину при отсутствии труб. Размер раскрытых плашек в верхнем положении на 20—22 мм превышает размер номинального диаметра муфты, что обеспечивает свободный пропуск колонны обсадных труб через спайдер. При использовании спайдера спуск колонны производится с помощью одного элеватора, который не снимается со штропов.
Спайдер устанавливают горизонтально, соосно с вышкой, на шахтовых брусьях вместо ротора, который в этом случае снимают с устья скважины. Горизонтальность установки спайдера проверяют уровнем. До спуска колонны все трущиеся его поверхности смазывают.
Спайдер проверяют в ненагруженном состоянии, чтобы он свободно (усилием одного человека) открывался и закрывался.
При спуске колонны необходимо периодически проверять соосность спайдера с вышкой и следить за тем, чтобы беговые дорожки роликов не загрязнялись. Нельзя также допускать загрязнения зубьев плашек, посадки нагруженного элеватора на кулачок спайдера и ударов муфт о плашки. После окончания спуска колонны спайдер необходимо разобрать, промыть керосином, вытереть насухо и смазать трущиеся поверхности.
Применение спайдера значительно облегчает труд буровой бригады и ускоряет спуск обсадной колонны.
Завод им. лейт. Шмидта (г. Баку) выпускает спайдеры двух размеров: для спуска колонн диаметрами 146—168 и 273—299 мм. Грузоподъемная сила их составляет 300 тс.
Ключи
В нефтепромысловом деле трубными и штанговыми ключами называют приспособления для свинчивания и развинчивания труб и штанг при спуско-подъемных операциях. Они выпускаются различных конструкций и типоразмеров.
Ключи машинные для бурильных труб применяют для раскрепления и докрепления замковых соединений в процессе подъема и спуска колонны бурильных труб, при их наращивании, а также для свинчивания и развинчивания резьбовых соединений других элементов колонны.
На ремонтируемой скважине устанавливают два машинных ключа — левый и правый. Они подвешиваются в фонаре вышки на
128
стальных канатах диаметром 14 мм, перекинутых через ролики, укрепленные на поясе вышки. К свободным концам канатов привязаны противовесы, позволяющие регулировать высоту подвески ключей.
Операция крепления и раскрепления резьбовых соединений осуществляется двумя машинными ключами: один ключ (стопорный) — неподвижный, а второй (завинчивающий) — подвижный. Рукоятка (рычаг) задерживающего ключа соединяется тросом с вышкой, а рукоятка подвижного ключа — с тросом, соединенным с раскрепителъ-ным устройством (пневматическим раскрепителем или катушкой).
Рис. III.10. Универсальный ключ БУ
При работе с трактором-подъемником к концу троса подвижного ключа закрепляют пеньковый канат и, пользуясь безопасной шпилевой катушкой, производят раскрепление замковых соединений.
Универсальный литой ключ для бурильных труб типа БУ предназначен для свинчивания и развинчивания бурильных труб и замков диаметром 73 и 89 мм, а также соответствующего бурового инструмента. Ключ (рис. III.10), подвешиваемый в горизонтальном положении на стальном канате, состоит из следующих основных деталей: большой челюсти 5, малой челюсти 3 и рукоятки 1, соединенных жарнирно на пальцах 6. Рукоятка, большая и малая челюсти — стальные, литые. Для обеспечения более надежного захвата труб (замков) ключ снабжен сухарями 2 и плашкой 4.
Универсальный машинный ключ УМК-1 служит для захвата бурильных труб с замками диаметром от 108 до 212 мм, что достигается двумя сменными челюстями. Одна из них предназначена для захвата замков диаметром от 108 до 178 мм, другая — от 171 до 212 мм. Универсальный ключ этого типа применяют также для свинчивания и развинчивания обсадных труб.
Ключи машинные для обсадных труб используются при свинчивании и развинчивании муфтовых соединений обсадных труб. Ключ имеет пять литых стальных звеньев, соединенных между собой шарнирами. Шарнирные пальцы и сухари изготавливают из стали и подвергают термообработке. Вследствие много-
9 Заказ 1428
129
звенности и многошарнирности ключ имеет достаточную поверхность соприкосновения челюстей с трубой (муфтой), что исключает возможность скольжения ключа, износа и смятия труб. Для удобства работы ключ снабжен подвеской, удерживающей его на определенной высоте от пола буровой в горизонтальном положении.
Круговой ключ предназначен для свинчивания и развинчивания обсадных труб. Свинчивание труб производится при вращении рукоятки ключа по часовой стрелке; предварительно ключ заклинивается на трубе с помощью зубчатого сектора. Ключ может быть использован и при развинчивании труб, для этого зубчатый сектор зажима поворачивают на 90°.
Для каждого диаметра труб предназначен соответствующий круговой ключ. Безотказность работы ключа обеспечивается содержанием его в чистом виде (необходимо протирать его после работы и смазывать в шарнирах) и своевременной заменой изношенных частей.
Цепные трубные ключи типов КЦН (ключ цепной нормальный) и КЦО (облегченный) предназначены для свинчивания и развинчивания насосно-компрессорных труб различных диаметров ручным способом. Ключ состоит из рукоятки, щек, шарнирно соединенных болтом с рукояткой, и цепи. При свинчивании и развинчивании труб цепь ключа должна плотно обхватывать трубу, при этом ее звено должно закрепиться в головке. Щеки ключа имеют по четыре рабочих сектора. При износе зубьев щеку перевертывают и в работу включаются зубья другого сектора.
Преимуществами цепного ключа являются простота конструкции и его универсальность, т. е. возможность применения для труб разного диаметра. Кроме того, ключ, надетый на вертикально подвешенную трубу, не падает. В процессе свинчивания или развинчивания труб бурильщик и его помощник поочередно толкают рукоятку ключа и он по инерции продолжает вращаться; таким образом, ключ передается из рук в руки.
К недостаткам цепного ключа относятся сравнительно большой вес, неудобство одевания ключа на трубу и трудность освобождения цепи при заклинивании ее в щеках ключа, истирание и смятие тела трубы, частые случаи проскальзывания и обрыва цепи.
У цепного ключа должны быть исправные, несработанные звенья цепи и зубья на щеках. Во избежание несчастных случаев при работе с цепным ключом (например, при разрыве цепи, срыве ключа вследствие сработанности зубьев на щеках ключа, его загрязненности и срыве цепи с места упора) воспрещается работать ключами с применением прокладок между цепью и трубой; в процессе работы следует очищать от грязи зубья на щеках.
Шарнирный ключ КТНМ (ключ трубный нормальный, модернизированный) состоит из шарнирно соединенных челюсти и рукоятки. В челюсть вставлена плоская плашка, в рукоятку — сферическая. На оси шарнира находится пружина, обеспечивающая постоянное его прижатие к трубе; благодаря этому ключ, надетый на вертикальную трубу, не падает.
130
Штанговый ключ КШН (ключ штанговый нормальный) предназначен для свинчивания и развинчивания вручную колонны глубиннонасосных штанг в процессе спуско-подъемных операций при подземном и капитальном ремонтах скважин.
Ключи КШН выпускают с короткой и длинной рукоятками.
Для предварительного свинчивания и окончательного развинчивания используют ключ с короткой рукояткой, а для окончательного закрепления и предварительного развинчивания резьбового соединения штанг — ключ с длинной рукояткой.
Автомат АПР-2ВБ со взрывобезопасным электроинерционным приводом предназначен для механизации и частичной автоматизации наиболее длительных и трудоемких операций по спуску и подъему насосно-компрессорных труб во время подземного ремонта нефтяных и газовых скважин. С помощью этого автомата механизируется процесс свинчивания и развинчивания труб, автоматизируются операции по захвату и удержанию на весу колонны автоматическим спайдером, а также обеспечивается центрирование колонны труб центратором.
Автомат выполнен в виде отдельных блоков, что удобно при монтаже и транспортировке, имеет сравнительно небольшой вес при большой грузоподъемности, прост в эксплуатации, обеспечивает высокие темпы работы и степень облегчения труда.
Автомат АПР-2ВБ (рис. III.11) состоит из следующих основных частей: блока автомата, клиньевой подвески, центратора, балансира с грузом, электрического инерционного взрывобезопасного привода с реверсивным переключателем.
Блок автомата представляет собой корпус клинового спайдера с червячным редуктором и водилом, передающим вращающее усилие трубному ключу. Редуктор защищен кожухом, образующим масляную ванну. Крепится этот блок к пьедесталу центратора тремя шпильками.
Блок клиновой подвески состоит из направляющей с кольцевым основанием и трех шарнирно подвешенных клиньев. Для труб диаметром 48; 60 и 73 мм клинья — сборные и состоят из корпуса и сменных плашек, закрепляемых в корпусе шплинтами, для 89-мм и 114-мм труб — монолитные. Клинья для труб диаметром 48; 60; 73 и 89 мм (кроме 114 мм) имеют усы-синхронизаторы, обеспечивающие синхронную работу клиньев в момент захвата трубы.
Для использования автомата при спуске — подъеме труб диаметром 114 мм предусмотрена клиновая подвеска соответствующего размера. Основные узлы блока центратора для труб диаметром 48; 60; 73 и 89 мм — пьедестал, фиксатор и втулки.
Центратор ориентирует трубы по центру клиновой подвески. Для-насосно-компрессорных труб диаметром 48; 60; 73 и 89 мм с гладкими концами и для труб диаметром 73 мм с высаженными концами предназначены соответствующие втулки центратора. Втулку закладывают сверху на бурт пьедестала. Выдергивание втулки при подъеме колонны труб муфтами исключается благодаря применению фиксатора.
9* 131
Для работы с трубами диаметром 114 мм применяют специальный центратор, вкладыш которого имеет форму колодки.
Центраторы автоматически центрируют колонну труб относительно автомата в процессе их спуска и подъема.
12 11
Рис. III.И. Автомат АПР-2ВБ:
1 — корпус автомата; 2 — червячное колесо; 3 — клиновая подвеска; 4 —• корпус клина;
5 — плашка; в — водило; 7 — вал вилки включения маховика; 8 — электропривод; 9 —
ось балансира; Ю — направляющая клиновой подвески; 11 — центратор; 12 — пьедестал
центратора; 13 — фиксатор центратора
Блок балансира состоит из балансира с грузом и предназначен для перемещения клиновой подвески вверх.
Автомат АПР-2ВВ комплектуется электроприводом ПЭИ-ВБ и инерционным устройством.
Электропривод взрывобезопасного исполнения предназначен для работы в повторно-кратковременном режиме с питанием от сети переменного тока. Переключатель его предназначен для запуска, реверси-
132
рования и остановки двигателя. Специальным кабелем в нефтестой-кой изоляции привод присоединяют к промысловой электросети.
Монтируют автомат на устье скважины следующим образом. После того как планшайба с первой (верхней) трубой будет поднята из скважины, автомат вместе с центратором соответствующего размера при помощи талевой системы устанавливают на фланце колонны и крепят к нему двумя болтами. Автомат должен быть установлен так, чтобы его балансир находился по левую сторону от оператора, когда он стоит лицом к устью скважины. Затем в автомат вставляют клиновую подвеску соответствующего размера и колонну поднимаемых труб сажают на клинья. Привод соединяют с автоматом тремя болтами. Для обеспечения сборки привода с автоматом предусмотрено шарнирное устройство и специальный винт. Соединив автомат с приводом посредством шарнира, устанавливают соответствующим образом полумуфты двигателя и автомата.
После того как кулачки полумуфт совмещены, привод соединяют с автоматом специальным винтом, а затем крепят при помощи трех болтов. Эти болты затягивают лишь после того, как кулачки одной полумуфты попадут в паз другой. При несоблюдении этого условия неизбежна поломка автомата. После соединения привода с автоматом устанавливают балансир, для чего ось его оттягивают при помощи кольца. Затем на балансир надевают груз.
Особое внимание при монтаже автомата следует обращать на состояние цепи заземления. Нарушение цепи заземления может привести (в случае пробоя изоляции в цепи электропривода на массу) к несчастному случаю.
При работе со ступенчатыми колоннами труб менять центратор необходимо при помощи специальных щипцов, позволяющих извлекать втулку центратора без демонтажа автомата. Для монтажа автомата на устье скважины с большим диаметром колонны применяется переводная шайба, одновременно являющаяся основанием центратора для 114-мм труб.
При работе с 48 — 89-мм трубами автомат до монтажа на устье скважины соединяют с пьедесталом соответствующего размера.
При работе с 114-мм трубами предусмотрен специальный пьедестал — центратор и клиновая подвеска.
- Нельзя допускать монтаж и последующую работу автомата с пьедесталом и втулками центраторов, не соответствующими размерам труб, так как это может привести к аварии.
Для точного центрирования колонны труб необходимо монтировать пьедестал так, чтобы вкладыш был расположен со стороны максимального отклонения трубы. В процессе работы необходимо постоянно следить за точностью центрирования колонны труб и при нарушении его восстанавливать дополнительным затягиванием пружины или поворотом центратора.
Демонтаж автомата производится в обратной последовательности.
Автомат можно перевозить в собранном виде или расчлененном на отдельные блоки.
133
Автомат рассчитан на использование его совместно с элеваторами ЭГ (элеватор Гипронефтемаша), подкладными вилками, трубными ключами КТГ (ключ трубный Гипронефтемаша) и стопорными ключами КОМ (ключ стопорный Молчанова), имеет грузоподъемность 75 тс и предназначен для работы с насосно-компрессорными трубами диаметром: 48; 60; 73; 89 и 114 мм.
Большой диаметр проходного отверстия (138 мм) в корпусе автомата дает возможность, не снимая его с устья скважины, спускать в нее газовый и газопесочный якори, пакеры и другое подземное оборудование. ^
Рис. III.12. Ключ КТГ: I — сухарь; s — створка; 3 — рукоятка; t — челюсть
Трубные элеваторы ЭГ предназначены для работы с автоматом АПР-2ВБ и спайдерами. Основными деталями элеватора являются: корпус, створка, подпружинная защелка, серьга, соединенная шар-нирно с корпусом при помощи пальцев, и фиксатор.
Элеваторы этого типа, выпускаемые для гладких труб и труб с высаженными концами, отличаются от элеваторов для труб с гладкими концами размерами расточки внутренних полостей корпуса и створки.
Элеватор надевают непосредственно на крюк, и при необходимости он может быть использован с дополнительным штропом.
Трубный ключ КТГ используется при работе с автоматами. Ключ (рис. III.12) состоит из рукоятки и створки, шарнирно соединенных с челюстью при помощи пальцев. При надевании ключа на трубу створка поворачивается вокруг пальца и под действием пружины плотно прижимается сухарем к трубе.
Стопорный ключ КОМ предназначен для удерживания колонны труб от проворачивания в процессе развинчивания или свинчивания очередной трубы. Ключ (рис. III.13) состоит из челюстей, соединенных шарнирно с помощью пальца, двух защелок и сухаря. Под воз-
134
действием пружины одна защелка замыкает ключ, вторая — предотвращает самооткрывание ключа. Эксцентричная расточка внутренней поверхности челюсти обеспечивает зайлинивание сухаря между трубой и челюстью, чем обеспечивается захват трубы.
Автоматический ключ АШК-М (автоматический штанговый ключ модернизированный) предназначен для свинчивания и развинчивания насосных штанг при подземном ремонте скважин, а также может применяться при капитальном ремонте скважин. АШК-М состоит из корпуса и жестко соединенного с ним электродвигателя. В корпусе размещены редуктор и ведомая шестерня с автоматическим захватывающим устройством и сменными элементами для захвата штанг диаметрами 16; 19; 22 и 25 мм. К нижней части корпуса шарнирно подвешен стопорный ключ.
Привод ключа от электродвигателя мощностью 1,1 кВт с питанием от промысловой сети (переключение ножное или ручное) или гидравлический с питанием от подъемника (переключение ручное).
Механический штанговотрубный ключ типа 1 МШТК-16-60 предназначен для механического свинчивания и развинчивания резьбовых соединений глубиннонасосных штанг диаметрами 16; 19; 22 и 25 мм, насосно-компрессорных труб диаметрами 48 и 60 мм при подземном ремонте скважин. Может применяться для тех же целей и при капитальном ремонте скважин.
Ключ устанавливают на устье скважины.
Рис. III.13. Стопорный ключ КСМ
ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ ВРАЩЕНИЯ ИНСТРУМЕНТА
К этой группе оборудования относятся: ротор, индивидуальный привод к ротору и катушечному валу и вертлюг.
Роторы (табл. III. 10) предназначены для вращения бурильных труб при различных работах, поддержания колонны труб в процессе спуско-подъемных операций, свинчивания и развинчивания бурильных труб во время подъема инструмента.
Ротор Р560-Ш8 (рис. III.14) состоит из станины 1, которая воспринимает и передает на шахтовые брусья нагрузки, возникающие в процессе ремонта скважин.
Внутренняя полая часть станины представляет собой масляную ванну. Цилиндрическая стенка станины в верхней своей части имеет
135
Техническая характеристика роторов
Таблица III.10
в
Завод ее Я Завод
им. лейт Шмидта 0е «Баррикады»
m »
Показатели
А S
СО СО д а р.
Ц В 1 о W ю И н о
0 0 о с-
ео
со
А Он А ? >> М М М М
Максимальная статическая 40 75 75 160 130 75 75 100 50
нагрузка на стол, тс
Передаваемая мощность, кВт 96 96 96 257 257 246 220 173 73,5
Допустимая частота вращения 200 200 250 320 250 172 — — 300
стола ротора, об/мин
Диаметр проходного отвер- 340 460 410 560 520 450 450 460 360
стия, мм
Расстояние от средней пло- 692 1370 1370 1370 1370 — — — —
скости колеса до центра
стола ротора, мм
Габаритные размеры, мм:
длина 1225 2300 2100 2290 2250 2000 2000 2100 1330
ширина 900 1260 1100 1350 1400 1550 1550 1550 1080
высота 760 625 640 770 750 750 750 750 665
Масса, кг 700 3550 2680 4270 4850 2328 2970 3300 1400
бурт, являющийся элементом лабиринтового уплотнения масляной ванны. Стол ротора 2 представляет собой цельную стальную отливку с центральным отверстием.
Основной опорой, воспринимающей нагрузку, на которой вращается стол ротора, является шариковый подшипник 3. Нижняя опора 4 состоит из колец 5 и 6 и шаров, размещенных в сепараторе 7'. Эта опора предназначена для восприятия вертикальных усилий и толчков, направленных вверх.
Вал ротора, 8 монтируется на двух двухрядных сферических роликовых подшипниках. Вкладыши 9 ротора и зажимы 10 предохраняются от выскакивания специальными зацепами. Ротор имеет стопорное устройство, позволяющее закрепить стол в восьми положениях.
Смазка зубчатой передачи и верхнего подшипника происходит из общей ванны, защищенной от попадания грязи лабиринтным уплотнением. Устройство масляной ванны обеспечивает циркуляцию масла при работе ротора.
Индивидуальный привод к ротору и катушечному валу (МК-3) предназначен для передачи вращения ротору и катушечному валу от электродвигателя, крепления — раскрепления труб в процессе спуско-подъемных операций при помощи
136
катушек и подвесных машинных ключей. Используется этот привод и при различных вспомогательных операциях по подтаскиванию труб и тяжестей к устью скважины.
Индивидуальный привод к ротору МК-3 (рис. III.15) состоит из двухскоростной коробки скоростей 2, соединенной с электродвига-
2310-Рпс. II 1.14. Ротор Р560-Ша
телем 3 при помощи упругой муфты 4, а с ротором 1 — посредством кулачковой муфты включения 5. На общей раме установлен электродвигатель.
Раскрепление резьбовых соединений бурильных труб производят при помощи катушечного вала, снабженного двумя катушками. На одном конце вала посажена автоматическая катушка системы Залкина, на другом — безопасная шпилевая катушка 6. Вращение
137
катушечному валу передается от коробки скоростей при помощи двухрядной втулочно-роликовой цепи. Управление приводом осуществляется с помощью педалей 7 и сосредоточено в одном месте. Кнопки 8 и педали управления сдублированы, следовательно, можно управлять включениями как с правой, так и с левой стороны привода. Привод транспортируется в собранном виде. В том случае," если промысловая сеть позволяет подключение электродвигателя большей мощности, применяют электродвигатель типа AOG2-81/4 мощностью 40 кВт при частоте вращения вала, равной 1400 об/мин.
5Ц20
Рис. III.15. Индивидуальный привод к ротору и катушечному валу (МК-3)
Ротор и индивидуальный привод к ротору устанавливают строго по центру скважины. Затем проверяют: положение стопора стола ротора, крепление вкладышей, крепление всех болтовых соединений; наличие смазки и положение защелки ротора. Не допускается нагрев частей ротора в процессе работы свыше 60° С.
Кроме того, необходимо убедиться в том, что стол ротора свободно проворачивается.
Вертлюги (табл. III.11) обеспечивают свободное вращение бурового инструмента, подачу промывочной жидкости через шланговое соединение в колонну бурильных труб к забою скважины. Они являются соединительным звеном между талевой системой и буровым инструментом, подвешенным к вращающейся части вертлюга.
Вертлюг ВБН-75 (рис. III.16) состоит из двухчастен: неподвижной и вращающейся.
Неподвижная часть состоит из корпуса 8, крышки корпуса 4, штропа 1, отвода 2, корпуса нижнего масляного сальника 10. Корпус представляет собой стальную полую отливку с карманами. Внутри корпуса имеются кольцевые площадки под основную опору 15
138
Таблица III.11
Техническая характеристика вертлюгов
Показааели Завод им. лейт. Шмидта Завод «Уралмаш» Завод «Баррикады»
ВБН-75 ШВ14-160 У6-130-1 БУ-75рМ БУ-75БР БУ-75БрЭ БУ-50Бр
Грузоподъемная сила, тс 75 160 130 120 75 50
Частота вращения, об/мин 350 350 350 300 200 300
Диаметр проходного отвер- 75 90 75 103 100 103
стия, мм
Вид опоры:
а) основная упорная Роликовая Роликовая __ Шарики Шариковая
коническая коническая диаметром 8336
60 мм
б) центрирующая ствол, Роликовая — Шариковая Шариковая
радиальная
в) упорная Шариковая Однорядная — » »
Сальники:
а) грязевые Манжеты Манжеты Манжеты — — —
самоуплотня- набивные самоуплотня-
ющиеся ющиеся
б) масляные Пружинно- Пружинно- — -т —
манжетные манжетные
самоуплотня-
•" ющиеся
Габаритные размеры, мм:
высота (с серьгой и пере- 2150 2970 3094 — • 2643 1815
водником)
ширина (по цапфам) 615 975 954 — 760 645
Масса, кг 695 1815 1800 920 1020 520
Рис. III.16. Вертлюг ВБН-75
и нижний направляющий подшипник 9. Внутренняя полость корпуса образует масляную ванну. Штроп одевают в карманы корпуса и соединяют с последним при помощи осей штропа 7. Сверху корпус закрыт
•365-
Рис. III.17. Промывочный вертлюг ВП-50 X 100:
1 — корпус с отводом; S — манжета; з — войлочное уплотнение; 4 — ствол; 5 — колпак; 6 — шарикоподшипник
крышкой 4. К верхнему фланцу крышки присоединяют отвод шлангового соединения и буровую трубу 3. К средней части крышки болтами крепят корпус верхнего масляного сальника б, а к нижней — корпус нижнего масляного сальника.
Вращающуюся часть вертлюга составляют следующие детали: ствол 16 с системой опор и нажимной гайкой сальника 18. В сальник вставлены V-образные манжеты 77, которые под давлением промывоч-
141
ной жидкости самоуплотняют сальник. Для предохранения ствола от истирания на него против масляных сальников одеты втулки 13. На нижнем конце ствола нарезана внутренняя резьба, в которую ввинчивают переводник 21, имеющий такую же резьбу с обоих концов. Резьба нижнего конца переводника во время транспортировки предохраняется колпачком 12. Для смазки основной опоры,
Таблица III.12
Рекомендации по смазке вертлюгов
Наименование места смазки Сорт смазки и заменитель Смазка
летом зимой
Пальцы штропа Консталин Консталин Через пружинную мас-
УТ-1 УТ-1 ленку ручным насосом
Сальник буровой Солидол Солидол УС-Л Через пружинную мас-
трубы (манжет- УС-М ленку в нажимной
ный) гайке ручным насосом
Смазка опор: Цилиндровое Авиационное Через отверстие
основной опорный масло марки 2. масло марки в крышке. Верхний
подшипник и на- Заменитель — МС-14. Замени- и нижний уровни конт-
правляющие автол марки 18 тель — масло ролируют пробками.
подшипники веретенное Смена смазки через
марки 2 три месяца, пополне-
ние по мере надобно-
сти
направляющих и упорного подшипников в корпус вертлюга через специальное отверстие в крышке, обычно закрытое пробкой с указателем уровня 5, заливается масло. В этой пробке имеется отверстие для отвода паров масла. Масло из ванны выливается через специальное отверстие, расположенное в нижней части корпуса, заглушенной пробкой 14.
Вертлюг промывочный ВП-50 X 100 (рис. III. 17) используется при промывке скважины в случаях, когда применяются насосно-ком-прессорные трубы. Габаритные размеры и вес его небольшие. Применяется этот вертлюг на одно- и двухштропных трубных элеваторах. Отвод с промывочным шлангом расположен под элеватором. Конструкция вертлюга позволяет свинчивать и развинчивать рабочую тРубу с помощью автомата АПР-2ВБ. Корпус вертлюга находится под действием нагрузки, создаваемой только весом промывочного шланга. Вся нагрузка, вызываемая весом присоединительной колонны промывочных труб, передается на ствол вертлюга. Между стволом и корпусом расположены самоуплотняющиеся манжеты.
До начала промывки скважин с применением вертлюгов необходимо проверить вращение его ствола. Проворачиваться он должен без заеданий и толчков. В процессе работы отверстие для выхода паров масла в верхней крышке должно быть всегда открыто.
142
Смазка вертлюгов осуществляется согласно рекомендациям, приведенным в табл. III.12.
Промывочный шланг (рукав). Шланги являются гибким соединительным звеном между вертлюгом и стояком, через который прокачивают промывочную жидкость. Выпускают их со специальными соединительными штуцерами с фланцем с условным внутренним диаметром 40; 50; 63; 80 и 100 мм, длиной 9; 15 и 18 м, рассчитанные на давление 150 кгс/см2.
Для работы в глубоких скважинах выпускают буровые шланги, рассчитанные на рабочее давление 200 кгс/см2, которые по конструкции однотипны. Концевые участки их имеют дополнительную арма-ТУРУ» создающую переходную жесткость от рукава к штуцеру.
ПРОМЫВОЧНЫЕ АГРЕГАТЫ И НАСОСЫ
Для промывок скважин применяют передвижные насосы, смонтированные на тракторе или автомашине и работающие от их двигателя. Такие установки называются промывочными агрегатами.
Стационарные и передвижные насосы входят в комплекс оборудования для капитального ремонта скважин. При их помощи на забой под необходимым давлением закачивается вода, нефть или глинистый раствор.
Промывочный агрегат «Азинмаш-32М», смонтированный на гусеничном тракторе Т-100М, состоит из следующих основных узлов: монтажной базы; коробки передач для изменения частоты вращения вала двигателя трактора при передаче его насосу; цепной передачи для вращения трансмиссионного вала насоса; трехплунжерного горизонтального насоса марки 1НП-160 одинарного действия и пульта управления, размещенного в кабине тракториста.
В табл. III.13 приведена характеристика насоса типа 1НП-160 при тгдв = 850 об/мин, общем коэффициенте полезного действия агрегата т] = 0,75 и диаметре плунжера 130 мм. '
Таблица II 1.13 Характеристика насоса 1НП-160
Скорость Число двойных ходов в минуту Производительность, л/с Давление, кгс/см2
I 39,7 3,16 160,0
II 58,0 4,61 109,0
III 88,2 7,01 71,8
IV 134,0 10,15 43,3
Промывочные агрегаты, смонтированные на автомашинах, отличаются от тракторных высокой манев-
143
ревностью благодаря более высоким скоростям передвижения. Использование автомобильной коробки передач для привода насоса создает возможность изменения производительности и давления на выкиде насоса в широком диапазоне. Однако применение таких агрегатов требует наличия хороших дорог и подъездных путей к скважинам.
Агрегат «Азинмаш-35А» предназначен для нагнетания жидкостей при промывке песчаных пробок в скважинах, цементировании скважин, гидроразрыве пластов и других работах. Он смонтирован на двухосном грузовом автомобиле марки ЗИЛ-130. На платформе автомобиля размещен трехплунжерный горизонтальный насос одинарного действия марки 2НП-160.
Характеристика насоса типа 2НП-160 при гадв = 2500 об/мин и диаметре плунжера 130 мм приведена в табл. III.14.
Таблица III.14 Характеристика насоса 2НП-160
Частота враще-
Скорость ния коренного вала насоса, Производительность, л/с Давление, МПа (кго/см2)
об/ мин
. II 50,2 4,32 16,0(160)
III 89,7 7,73 11,0(110)
IV 140,0 12,05 7,0 (70)
V 206,0 17,75 4,8 (48)
Стационарные насосы в основном устанавливают на скважинах, где производятся работы по зарезке и бурению второго ствола, а также при бурении эксплуатационных скважин силами бригад по капитальному ремонту.
Буровой насос 9МГр (модернизированный Грозненский) имеет стальную литую клапанную коробку, что позволяет создавать повышенное давление. Для увеличения гидравлической мощности в этом насосе по сравнению с ранее применявшимся типа 9Гр усилена приводная часть. Улучшена конструкция станины. В целях повышения производительности в конструкции насоса 9МГр путем уменьшения диаметра приводного шкива предусмотрено увеличение скорости хода поршня с 55 до 90 двойных ходов в минуту.
Буровой насос 12Гр — двухцилиндровый, двойного действия, снабжен тремя напорными колпаками диафрагменного типа объемом 5 л каждый, рассчитанный на заполнение газообразным азотом с доведением максимального давления до 50 кгс/см2. Передача от электродвигателя к насосу осуществляется клиновидными ремнями.
В табл. III.15 приведена техническая характеристика применяемых буровых насосов.
144
Таблица III.15
Техническая характеристика буровых насосов
Показатели Тип насоса
У8-3 У8-4 12Гр 9МГр
Теоретическая производитель-
ность (в л/с) при диаметре
поршня, мм:
200 50,0 50,0 — —
185 41,0 42,0 — —
170 34,4 35,5 — —
160 — 31,0 24,0 —
150 26,6 27,0 20,8 —
140 _ — . 17,8 —
130 20,0 19,5 15,1 —
127 — — — 16,7
120 — 16,3 — —
115 — — — 13,3
100 . — — — 9,95
90 — — — 7,85
80 — — • — 6,0
Давление на выкиде в МПа
(в кгс/см2) при диаметре поршня,
мм:
200 5,5 (55) 6,7 (67) — —
185 7,0 (70) 8,0 (80) — —
170 8,5 (85) 9,5 (95) — —
160 . — . 11,0(110) 12,5 (125) — .
150 11,0(110) 12,5 (125) 14,5 (145) —
140 ----- ----- 17,0(170) —
130 15,0 (150) 17,2 (172) 20,0 (200) —
127 — — — 3,5 (35)
120 — 20,0 (200) — —
115 — — — 4,5 (45)
100 — — — 6,0 (60)
90 — — — . 7,5 (75)
80 __ — — . 10,0 (100)
Ход поршня, мм 450 450 300 250
Число двойных ходов 55 65 65 90
Приводная мощность, кВт 375 441 325 73,5
Диаметр шкива насоса, мм 1600 1600 1530 900
Диаметр приемного патрубка, мм 250 280 150 100
Диаметр нагнетательного пат- 150 140 70 50
рубка, мм
Габаритные размеры, мм:
длина 6730 4750 3340 2630
ширина 2470 3175 2270 1040
высота 2950 3865 2290 1630
Масса, кг 19000 19500 9500 2760
10 Заказ 1428
145
В системе обвязки буровых насосов устанавливают компенсаторы и задвижки.
Компенсаторы воздушные устанавливают для смягчения гидравлических ударов.
Рис. III.18. Трехкамерный пневматический компенсатор Уралмашзавода:
1 — колпак; 2 — внутренний перфорированный стакан; з — резиновый баллон; 4 — корпус блока; 5 — торцовый присоединительный ответный флааец; 6 — нижний присоединительный фланец; 7 — уплотнение; * — нагнетательная труба насоса; 9 — резиновое уплотни-тельное кольцо; 10 — вентиль; 11 — предохранительный колпачок; 12 — пневматический рукав высокого давления; 13 — предохранительный клапан диафрагменного типа
На практике большое распространение получили трехкамерные пневматические компенсаторы Уралмашзавода, устанавливаемые на модернизированных насосах типа У8-3 и У8-4. Компенсатор (рис. III.18) представляет собой блок воздушных колпаков, монтируемых на нагнетательной трубе. В каждом из колпаков помещен перфорированный баллон диаметром 78 мм, на который надет резиновый чехол. Через специальный фланец пространство между перфорированным баллоном и чехлом заполняется сжатым воздухом
146
или азотом, тем самым создается предварительное давление газа в компенсаторе, равное 35 кгс/см2.
Трехкамерный компенсатор рассчитан на рабочее давление 150 кгс/см2.
Задвижки служат для изменения направления движения жидкости при промывке пробок в скважине, разбуривании цементного стакана, прокачке цементного раствора и др. (например, из чанов в приемную емкость и наоборот; в трубы и затрубное пространство и т. д.).
По своему назначению задвижки подразделяются на проходные, пусковые и разобщающие.
Проходные задвижки в зависимости от принятого типа обвязки устанавливают на нагнетательных линиях либо возле стояка на скважине, либо возле компенсаторов. Для этой цели применяют кованые фланцевые 100-мм задвижки с неподвижным шпинделем, рассчитанные на максимальное рабочее давление 160 кгс/см2. Кроме того, выпускают проходные 100-мм задвижки, также рассчитанные на это давление. В качестве пусковых задвижек применяют задвижки Ермакова—Щеголева, которые при точном изготовлении гнезда под шаровой клапан выдерживают давление 200 кгс/см2.
ТРУБЫ ОБСАДНЫЕ И БУРИЛЬНЫЕ
Обсадные трубы и муфты к ним изготавливают в соответствии с ГОСТ 632—64 из сталей марок: С, Д, К, Е, Л, М и Р. В зависимости от глубины скважины и геологических условий применяют трубы соответствующих размеров, толщины стенок и марок стали.
На каждой трубе на расстоянии 0,4—0,6м от ее конца, свободного от муфты, выбивают маркировку клеймами, которые обводят светлой краской. Кроме того, на каждой муфте выбивают товарный знак завода-изготовителя. Клейма располагаются вдоль образующей трубы и муфты. Рядом с клеймом на каждой трубе наносят устойчивой светлой краской: условный диаметр ее в мм, группу прочности, толщину стенки в мм, длину в м и товарный знак завода-изготовителя. Основные данные о размерах и прочности обсадных труб с нормальной резьбой приведены в табл. III. 16.
Колонна бурильных труб является связующим звеном наземного оборудования с инструментом, применяемым при ремонтно-исправительных, ловильных работах, зарезке и бурении второго ствола. Составляется она из бурильных труб, утяжеленных бурильных труб, ведущей трубы и соединительных элементов (замков, муфт и переводников).
При капитальном ремонте скважин при различных работах используют бурильные трубы сборной конструкции с высаженными внутрь концами, на которых нарезана наружная коническая резьба с правым или левым направлением нарезки. Трубы в двухтрубки соединяются муфтами, а двухгрубки между собой — замками.
10* 147
Таблица III.16 Характеристика обсадных труб с нормальной резьбой по ГОСТ 632—64
з" Испытательное гидравличе-
f» Трубы Муфты ское давление (в кгс/см2)
э для сталей группы прочности
а
i nS н я" X и ад j_ 5 « I к §
о в с
3 Эя кв в Iя 1"' 3g я St-|к. С Д к Е л
в 0 1 аа Н ? . пГ в OJ Я
ll §1 88 и 1 да га 11 га о> Я S я 11
6 102,3 16,0 250 250 420 460 545
114 114,3 7 100,3 18,5 133 158 3,7 250 250 490 540 640
8 98,3 20,9 250 250 560 615 700
6 115 17,9 250 250 375 415 490
127 127 7 ИЗ 20,7 146 165 5,7 250 250 440 485 570
8 111 23,5 250 250 505 550 655
9 109 26,2 250 250 565 620 700
6 127,7 19,8 250 250 340 375 445
7 125,7 23,0 250 250 400 440 520
8 123,7 26,0 250 250 455 500 595
140 139,7 9 121,7 29,1 159 171 7.0 250 250 515 565 670
10 119,7 32,1 250 250 570 630 700
И 117,7 35,0 250 250 625 690 700
6,5 133 20,7 225 250 355 390 460
7 132 24,0 245 250 385 420 500
8 130 27,2 250 250 440 480 570
146 146 9 128 30,4 166 177 8,0 250 250 495 540 640
10 126 33,5 250 250 545 600 700
И 124 36,6 250 250 600 660 700
6,5 155,3 25,9 195 235 310 340 400
7 154,3 27,8 215 250 335 365 435
8 152,3 31,6 245 250 380 420 495
168 168,3 9 150,3 35,3 188 184 9,1 250 250 430 470 555
10 148,3 39,0 250 250 475 525 620
И 146,3 42,6 250 250 525 575 680
12 144,3 46,2 250 250 570 630 700
*
7 163,8 29,6 200 240 315 345 410
8 161,8 33,6 230 250 360 395 470
9 159,8 37,3 250 250 405 445 525
178 177,8 10 157,8 41,4 198 184 10,0 250 250 450 495 585
11 155,8 45,0 250 250 495 545 645
12 153,8 49,0 250 250 540 595 700
7 179,7 32,3 185 220 290 315 375
8 177,7 36,7 210 250 330 365 430
194 193,7 9 175,7 41,1 216 190 12,2 240 250 370 405 485
10 173,7 45,4 250 250 415 455 535
12 169,7 53,9 250 250 495 545 645
148
Продолжение табл. 111.16
о Трубы Муфты Испытательное гидравлическое давление (в кгс/см')
а для сталей группы прочности
а
с,
S Л
с: еб Е Н К ь s к
И tt I 'И К К н л
о 3 =в g и
3 к к За К К S к я Е э щ и в 3s К gj ? . сб 1* ЕН - С Д к Е Л
о ?s Л (D В Е| U) та Р." §8 ||
>>s as °а я S HS as Н нВ
7 205,1 36,6 165 195 255 280 330
8 203,1 41,6 185 220 290 320 380
219 219,1 9 201,1 46,6 245 196 16,2 210 250 330 360 425
10 199,1 51,5 235 250 365 400 475
12 195,1 61,3 250 250 440 480 570
7 230,5 41,1 НО 130 170 190 225
8 228,5 46,5 125 150 195 215 255
245 244,5 9 226,5 52,4 270 196 17,3 140 170 220 245 285
10 224,5 58,0 155 185 245 270 320
12 220,5 69,0 190 225 295 325 380
7 259,1 45,9 100 115 155 170 200
8 257,1 52,3 115 135 175 195 230
273 273,1 9 255,1 58,6 299 203 21,0 125 150 200 220 255
10 253,1 64,9 140 165 220 240 285
12 249,1 77,2 170 200 265 290 345
Примечание. Трубы из сталей марок М и Р изготавливаются по соглашению сторон.
Замок состоит из ниппеля с наружной крупной резьбой и муфты с такой же внутренней резьбой. Посредством этой резьбы указанные детали замка соединяются между собой, т. е. соединяют две двух-трубки.
Применяют два типа замков: с нормальным проходным отверстием (ЗН) и с широким проходным отверстием (ЗШ). Такие замки изготавливают с правым или левым направлением резьбы.
Бурильные трубы и соединительные муфты к ним изготавливают в соответствии с ГОСТ 631—53 из сталей марок: Д, К, Е, Л и М. При условном диаметре от 60 до 102 мм трубы имеют длину 6 ± 0,6 м; 8 ± 0,6 м и 11,5 ± 0,9 м; при диаметре от 114 до 168 мм — 11,5 + 0,9 м.
Муфты труб диаметром 114 мм и менее должны изготавливаться из более прочной стали, чем сами трубы.
При свинчивании труб с муфтами резьбу их необходимо смазывать, чтобы обеспечить герметичность соединения и предохранить резьбу от задиров п коррозии.
149
В табл. III. 17 приведены основные размеры бурильных труб с высаженными внутрь концами (ГОСТ 631-63).
Таблица III.17 Основные размеры бурильных xpj6
Размеры трубы, мм я Размеры замкового соединения
0, у
о ( "С
га S -и и В Л Ы (н Л к Он Л ^ ' 3
И ^ ф н =5 S? « м И S
в S и о S 1| и « s 5 " s
3 Я к ^ ~
Я - К И К Е5 р<> о. К S *—
g Я S & ft QJ ft и ^ & о, ^ т •"
Р*» Р| S ft н И-& JH fV hQ И 0
к 0 И 0 ftpT а 0
> ё СИ 0} И S g ?а ц; ^ н nj о И S оГя IS м а
60 60,3 7 9 46,3 42,3 10,3 12,3 ЗН-80 80 25 410 12
7 59,0 11,4
73 73,0 9 55,0 14,2 ЗН-95 95 32 432 16
11 51,0 16,8
7 75,0 14,2
89 89,0 9 71,0 17,8 ЗН-108 108 38 454 20
11 67,0 21,2
7 87,6 16,4
102 101,6 8 9 85,6 83,6 18,5 20,4 ЗШ-118 118 62 454 23
10 81,6 22,4
9 96,3 23,3
114 114,3 10 94,3 25,7 ЗН-140 140 78 502 35
И 92,3 28,0
Утяжеленные бурильные трубы (УБТ) применяют для создания осевой нагрузки на долото и увеличения жест--кости и большей устойчивости нижней части бурильной колонны. УБТ представляют собой толстостенные бурильные трубы. Изготавливаются они двух типов: гладкие по всей длине (рис. III. 19, а) и с конусной проточкой (рис. III.19, б) для надежного захвата клиньями.
В комплект УБТ входят одна наддолотная труба с внутренней замковой резьбой на обоих концах и несколько промежуточных, имеющих на одном конце внутреннюю замковую резьбу, а на другом— наружную. УБТ изготавливают из стали марок Д и К длиной от 6 до 8 м. Основные размеры УБТ приведены в табл. III.18.
Ведущая труба (квадратная штанга) (рис. III.20) предназначена для передачи вращения от ротора к бурильной колонне и представляет собой толстостенную трубу квадратного сечения.
150
Таблица III.18
Основные размеры утяжеленных бурильных труб
Наружный диаметр труб D, Диаметр цилиндрической проточки D, , Диаметр канала d, мм Тип замковой резьбы Масса 1 и трубы, кг
мм
95 90 32 ЗН-95 49
108 102 38 ЗН-108 63
146 138 75 311-146 97
Замковая
а
Рис. III.19. Утяжеленные бурильные трубы:
с — гладкие, б — с конусной проточкой; 1 — промежуточная труба, 2 •— наддолотная труба; з — поясок для маркировки
a if
Рис. II 1.20. Ведущая труба:
а — в собранном виде; б — бе»
переводников; 1 — переводник
верхний; г — ведущая труба;
3 •— переводник нижний
Отечественная промышленность выпускает ведущие трубы сборной конструкции, на верхний и нижний концы которых навинчивают специальные переводники для предохранения резьбы от порчи при соединении с вертлюгом и бурильными трубами.
Ведущие трубы изготавливают со стороной квадрата 65; 80; 112; 140 мм и длиной соответственно — 6,3; 6,7; 12,5; 13,5 м с диаметром проходного сечения 30; 33; 74; 85 мм.
151
Переводники предназначены для соединения отдельных частей колонны бурильных труб, имеющих различную по типу и размерам резьбу, а также для присоединения к бурильным трубам инструмента.
Переводники для колонны бурильных труб изготавливают по ГОСТ 7360-59 трех типов: предохранительные (переходные) ПП, муфтовые ПМ, ниппельные ПН.
Переводники типа ПП предназначены для соединения двух частей колонны, на концах которых, подлежащих свинчиванию, нарезана замковая резьба разных типов или размеров. Эти же переводники используются и для предохранения от быстрого износа резьбы нижнего переводника ведущей трубы при частом свинчивании в процессе наращивания и спуско-подъемных операций. Переводники типа ПМ и ПН предназначены для свинчивания двух частей колонны, имеющих внутреннюю или наружную резьбу. Переводники всех типоразмеров могут быть с замковой резьбой как правого, так и левого направлений нарезки. Размеры наружного диаметра у переводников и замков одинаковы. Для соединения колонны бурильных труб с обсадными трубами, а также для присоединения к колонне различных инструментов, имеющих внутреннюю резьбу, соответствующую резьбе обсадных труб, применяют переводники, на одном конце которых резьба замковая, а на другом — резьба под обсадные трубы.
ОБОРУДОВАНИЕ,
ИСПОЛЬЗУЕМОЕ ПРИ ЦЕМЕНТИРОВАНИИ И ПОВЫШЕНИИ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТОВ
При цементировании скважин применяют цементировочные агрегаты, цементосмесительные машины, цементировочные головки и другое оборудование.
С помощью цементировочных агрегатов производят следующие работы: приготовление цементного раствора, закачку его в заливочные трубы, вытеснение из труб, продавливание за колонну и в пласт, удаление излишков цементного раствора из скважины, промывку ее при бурении и глушении, опрессовку оборудования и эксплуатационной колонны и другие работы.
При цементировании скважин применяют цементировочные агрегаты ЗЦА-400, ЦА-320М, 5ЦА-320С, имеющие различную характеристику.
Цементировочный агрегат ЗЦА-400 (табл. III.19) предназначен для нагнетания жидкости при цементировании скважин, гидравлическом разрыве пластов и других работах. Агрегат, смонтированный на базе автомобиля КрАЗ-257, состоит из силовой установки, коробки передач, насоса, трубопроводов, замерной емкости и системы управления, закрепленных на общей монтажной раме.
Цементировочный агрегат 5ЦА-320С предназначен для закачки жидкости при цементировании скважин, гид-
152
Таблица III.19
Характеристика агрегата ЗЦА-400
Диаметр сменных втулок насоса, мм
Частота вращения 110 125 140
Передача коренного вала

насоса, произво- произво- произво-
об/ мин дитель- давление, дитель- давление, дитель- давление,
ность, кгс/см2 ность, ьгс/см2 ность, кгс/см2
л/ с л/ с л/с
I 43,2 6,6 400 8,8 300 11,2 235
II 62,0 9,5 275 12,6 210 16,1 162
III 91,8 14,1 185 18,6 140 23,8 110
IV 127,0 19,5 135 25,8 100 33,0 80
равлическом разрыве пластов и других работах. Применяется он в труднодоступных районах с сильно пересеченным рельефом местности. Масса агрегата позволяет транспортировать его вертолетом, а также тягачом при установке на санях или прицепе. При обслуживании морских скважин агрегат устанавливают на судах.
СМЕСИТЕЛЬНЫЕ АГРЕГАТЫ И МАШИНЫ
Эти агрегаты п машины предназначены для приготовления цементного раствора, применяемого в процессе цементирования нефтяных и газовых скважин, и могут быть использованы для приготовления глинистого раствора из порошковых материалов, утяжеления глинистых растворов сухими порошкообразными утяжелителями, для приготовления песчаножидкостных смесей, используемых при гидравлическом разрыве пластов и гидропескоструйной перфорации.
Цементо-смесительный агрегат 2АС-20 состоит из бункера с вмонтированными в него двумя шнеками-дозаторами и одним загрузочным шнеком с откидной нижней частью; центробежного насоса для подачи воды в смеситель, коробки отбора мощности с промежуточными передачами привода; шнеков-дозаторов и привода загрузочного шнека; коробки отбора мощности привода центробежного насоса через карданный вал и редуктор; приемного (диаметром 100 мм) и напорного (диаметром 75 мм) трубопроводов с типовыми быстросоединяющимися наконечниками; смесительного устройства (водоструйного элеватора) с комплектом сменных штуцеров диаметром 12,5; 15 и 18 мм и пульта управления, расположенного в хвостовой части агрегата у смесительного устройства. Привод всех механизмов — от тягового двигателя автомобиля через коробку отбора мощности и промежуточную передачу.
При капитальном ремонте скважин для тампонажных и других работ используют цементосмесительные машины 2СМН-20, СМ-10 и СМ-4.
153
Цементо-смесительная машина СМ-4 смонтирована на шасси грузового автомобиля марки ЗИЛ-157К повышенной проходимости и предназначена для транспортирования сухого цемента к месту заливки и механизированного приготовления цементного раствора. С помощью этой машины можно перевозить 4 т сухого цемента. Производительность ее по цементному раствору — 0,2—0,6 м3/мин. Цементировочная головка ЦГЗ-120 предназначена для соединения агрегатов' с колонной обсадных труб, спущенных в скважину при цементировании колонны. Головка (рис. II 1.21) состоит из корпуса, на верхнюю часть которого навинчена крышка. В верхней части корпуса помещают заливочную пробку, которая в процессе закачки цементного раствора удерживается двумя стопорами. Нижняя часть корпуса имеет трубную резьбу, соответствующую резьбе обсадных труб.
Головка рассчитана на рабочее давление 120 кгс/см2, опрессовоч-ное — 150 кгс/см2.
Цементировочные головки типа ЦГЗ изготавливают в соответствии с условными размерами обсадных труб диаметром 146,168,194 и 219 мм. Цементировочные пробки применяются для отделения цементного раствора от продавочной жидкости.
Пробка (рис. III.22) представляет собой ступенчатую, литую резиновую манжету, внутри которой вмонтирован металлический сердечник в виде стакана. Манжета изготовлена из маслобензостойкой резины. Выпускают пробки двух ти-универсальные, т. е. рассчитанные на
Рис. 111.21. Цементировочная головка ЦГЗ-120:
1 — ниппель для манометра; 2 — верхний тройник; 3 — крышка головки; 4 — резиновая прокладка; S — корпус головки; б — сальник стопора; Г — гайка стопора; 8 — стопор для пробки; я — патрубок для соединения нагнетательных линий
пов — одноразмерные и колонны различных диаметров.
Цементировочная головка для хвостовика. Для заливки 114-мм хвостовика, спускаемого на 89-мм бурильных трубах, применяют цементировочную головку ЦГХ 114-150.
Цементировочная головка (рис. III.23) состоит из двух частей: головки и укороченного квадрата длиной 3,5 м. В корпусе 1 головки
154
Рис. 111.22. Верхняя цементировочная пробка ПВЦ и ПЦ:
а — одноразмерная; б — универсальная
Рис. III.23. Цементировочная головка для хвостовика
155
имеются четыре отверстия 2 с внутренней резьбой, в которые ввинчиваются 60-мм патрубки с кранами высокого давления 3, 3', 4 и 4'. Внутри корпуса головки имеется сквозное отверстие диаметром 75 мм, которое в верхней части увеличивается до 100 мм. В это отверстие помещается верхняя заливочная пробка 5, удерживаемая в процессе закачки цементного раствора двумя стопорными болтами б, имеющими сальниковые уплотнения. В верхнюю часть головки завинчивается крышка 7 с уплотняющим резиновым кольцом 8. В нижней части корпуса нарезана левая резьба, с помощью которой головка соединяется с укороченным квадратом. В нагнетательную линию, соединяющую цементировочный агрегат с головкой, вмонтирована предохранительная мембрана 9, рассчитанная на давление 150 кгс/см2. Перед началом заливки устанавливают верхнюю заливочную пробку 5, закрывают краны 3 и 3' и Навинчивают квадрат с головкой на последнюю спущенную бурильную трубу. К патрубкам с помощью быстросъемных муфт 10 присоединяют нагнетательные линии, идущие от цементировочных агрегатов. Нижняя заливочная пробка устанавливается в воронке и удерживается шпильками.
Цементировочная арматура, устанавливаемая на устье скважины, предназначена для герметичного соединения заливочных труб с обсадной колонной, продавки в пласт цементного раствора через заливочные трубы и кольцевое пространство, прямой и обратной промывок скважины. Для цементирования с применением заливочных труб используют цементировочные арматуры типа АЦ1-150, АЦ2-160 конструкции АзИНМАШа и цементировочную арматуру грозненского типа. Указанные типы арматур могут быть использованы при работах по химическому тампонажу скважин, гидравлическому разрыву пласта, кислотной обработке призабойной зоны, определении места дефекта в эксплуатационной колонне пакером и т. д.
Цементировочная арматура состоит из корпуса, кранов высокого давления, угольников и тройников, быстро соединяющихся муфт, специальных патрубков и фланца с отверстиями. Корпус арматуры — цельнокованый с приливом вверху для захвата элеватором. Соответствующим перекрытием кранов арматуры можно производить прокачку или продавку жидкости в трубное и в кольцевое пространство, а также одновременную прокачку и в трубы и в кольцевое пространство. Конструкция арматуры позволяет присоединять к ней несколько цементировочных агрегатов.
Цементировочная арматура грозненского типа может быть установлена на скважинах, имеющих диаметр эксплуатационной колонны 168—219 мм. В средней части корпуса арматуры имеется патрубок, к которому присоединяют манометр для замера давления в за-трубном пространстве. Герметизация затрубного пространства достигается с помощью двух шарнирных колец, уплотняющего резинового элемента и зажимной гайки. Уплотняющий резиновый элемент надевают на колонну заливочных труб, спущенных в скважину. Арматура имеет набор шарнирных колец и резиновых элементов для труб диаметром от 48 до 114 мм. Цементировочная арматура рас-
156
считана на рабочее давление 200 кгс/см2. Арматура позволяет в процессе заливки при наличии давления в кольцевом пространстве расхаживать колонну заливочных труб в интервале длины верхней трубы.
ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ ГИДРАВЛИЧЕСКОГО РАЗРЫВА ПЛАСТА
Для создания высоких давлений и скоростей закачки рабочих жидкостей в процессе гидравлического разрыва пласта, смешивания песка и жидкости, их перевозки применяют мощные насосные и пескосмесительные агрегаты, автоцистерны и специальное устьевое оборудование.
Насосный агрегат 4АН-700 (табл. II 1.20) предназначен для закачки в скважину жидкости и песчаножидкостной смеси. Он состоит из закрепленных на общей монтажной раме силовой установки, коробки передач, насоса, системы обвязки насоса и системы управления.
Таблица II 1.20 Данные о производительности и давлении агрегата 4АН-700
' Диаметр сменных плунжеров насоса, мм
Частота враще- 100 120
Передача ния коренного вала насоса,

об/мин производи- давление, производи- давление,
тельность, МПа те шность, МПа
л/с (кгс/см2) л/с (кгс/см2)
I t» 6,3 71,9(719) 9,0 50 (500)
II 8,5 52,9 (529) 12,3 36,6 (366)
III 12,0 37,4(374) 17,3 26,0 (260)
IV 15,0 29.8 (298) 22,0 20,7 (207)
Управление агрегатом производится с поста, расположенного в кабине автомобиля.
Заводы выпускают также насосные агрегаты 2АН-500 и ЗАН-500.
Пескосмесительный агрегат ЗПА (рис. III.24) предназначен для перевозки песка и приготовления песчаножидкостной смеси. Он состоит из бункера с вмонтированными в него шне-ковыми транспортерами для выдачи песка в смесительное устройство (мешалку); смесительного устройства вертикального типа, центральный вал которого оснащен тремя рядами лопастей; центробежного насоса; силовой установки на базе двигателя внутреннего сгорания (для привода центробежного насоса); коробок отбора мощности (для привода шнековых транспортеров и вертикального вала смесительного устройства) и механизмов управления агрегатом.
Напорный трубйпровод насоса имеет с обеих сторон агрегата выводы. К трехходовым пробковым кранам с двумя патрубками-
157
Рис. I П. 24. Пескосме-сительный агрегат ЗПА:
1 — центробежный насос 4ПС-9; 2 — силовой блок двигателя ГАЗ-51; з — смесительное устройство; 4 — наклонный шнек; 5 — бункер; в — приемный коллектор, ? — раздаточный коллектор, 8 — автомобиль КрАЗ-257
коленами, монтируемыми с каждой стороны, можно присоединить четыре насосных агрегата. Привод шнековых транспортеров бункера и вала смесительного устройства осуществляется от тягового двигателя автомобиля, через коробки отбора мощности, карданные валы и редукторы.
Бункер агрегата разделен продольной перегородкой на два отсека для перевозки песка двух различных фракций. Шнековые транспортеры (по одному в каждом отсеке) подают песок в смеситель. В вертикальный цилиндрический корпус смесительного устройства сверху подаются песок и жидкость. Снизу к корпусу подсоединена приемная труба насоса. Жидкость с песком, перемешанная лопастями вертикального вала, расположенными в три ряда, отбирается насосом и подается в скважину. Песок поступает в смеситель только из одного отсека бункера (механизм включения шнеков исключает совместную их работу). Включением шнеков, вертикального вала смесителя, а также коробок отбора мощности управляют из кабины автомобиля; центробежным насосом — с верхней площадки.
Автоцистерны предназначены для перевозки жидкостей, используемых при гидравлическом разрыве пластов, гидропескоструйной перфорации и подачи ее в пескосмесительный или насосный агрегат.
Автоцистерна ЦР-20, смонтированная на автомобильном прицепе 4МЗАП-552, транспортируется тягачом КрАЗ-258 или КрАЗ-221Б. Автоцистерна имеет емкость 17 м3 и оснащена поплавковым указателем уровня, люком, дыхательным клапаном и площадкой с откидными перилами; трехплунжерным вертикальным насосом типа 1В одинарного действия и центробежным насосом типа 8К-18; силовой установкой с двигателем внутреннего сгорария; редуктором; системой обвязки насосов, состоящей из трубопроводов, задвижки, предохранительного клапана, трехходовых кранов и воздушного колпака-компенсатора. Схема обвязки насоса 1В позволяет переключать его на заполнение цистерны, отбор жидкости и перекачку ее из любой емкости.
Автоцистерна типа 4ЦР, смонтированная на шасси автомобиля КрАЗ-257, имеет емкость 9 м3 эллиптического сечения. Оснащена она люком и площадкой с перилами, поплавковым указателем уровня, дыхательным клапаном, отстойником со сливным устройством и трубами для подогрева жидкости паром; трехплунжерным вертикальным насосом типа 1В одинарного действия, установленным за кабиной машины; коробкой отбора мощности от раздаточной коробки автомобиля для привода насоса; цепной передачей с двухрядной втулочно-роликовой цепью между выводным валом коробки отбора мощности и трансмиссионным валом насоса; механизмами управления включением коробки отбора мощности с рукояткой, расположенной в кабине автомобиля; системой обвязки насоса типа 1В, состоящей из приемного и напорного трубопроводов с компенсатором и предохранительным клапаном. Шкала указателя уровня прикреплена к переднему днищу цистерны.
159
Конструкция автоцистерны позволяет: заполнять цистерну жидкостью; подавать жидкость из нее в другую емкость; подавать жидкость из другой емкости, минуя цистерну.
Блок манифольда 1БМ-700 предназначен для обвязки агрегатов между собой и с устьевой головкой при нагнетании жидкости в скважину. Монтируется он на шасси трехосного грузового автомобиля ЗИЛ-131 повышенной проходимости или автомобиля ЗИЛ-157К; состоит из напорного и приемно-раздаточного коллекторов, комплекта труб с шарнирными соединениями и подъемной стрелы. Применение блока манифольда при цементировании скважин, гидравлическом разрыве пласта и гидропескоструйной перфорации сокращает время монтажа и демонтажа коммуникаций, обвязки агрегатов между собой и с устьевой головкой и значительно упрощает эти работы.
Арматура устья скважины 2АУ-700 предназначена для обвязки устья скважины при гидравлическом разрыве пластов и гидропескоструйной перфорации. Состоит она из крестовины, устьевой головки, пробковых кранов с цилиндрическими пробками, предохранительного клапана многократного действия и других элементов обвязки.
Крестовина служит для соединения арматуры с насосно-компрессорными трубами, спущенными в скважину при помощи комплекта переводников. Крестовина имеет три горизонтальных отвода. К двум из них через пробковые краны присоединяют напорные линии; третий отвод снабжен краном для разрядки давления в колонне насосно-компрессорных труб. В верхнюю часть крестовины ввинчен патрубок с заглушкой для захвата элеватора при спуско-подъемных операциях. К заглушке присоединяется масляный разделитель с манометром высокого давления. Вместо патрубка в крестовине может быть установлен сальник для направления проволоки глубинного манометра или устройства для ввода в пласт радиоактивных изотопов.
Устьевая головка предназначена для соединения арматуры с устьем скважины. В головке монтируется самоуплотняющаяся резиновая манжета, которая герметизирует пространство между колонной насосно-компрессорных труб и обсадной колонной. Устьевая головка имеет четыре отвода. К двум из них через пробковые краны присоединяют напорные линии, третий снабжен пробковым краном для разрядки давления в колонне обсадных труб, а четвертый — предохранительным клапаном и манометром.
К устьевой головке придается глухая крышка на случай нагнетания рабочей жидкости непосредственно в колонну обсадных труб.
Пробковые краны арматуры соединяются с головкой при помощи патрубков с быстросборными соединениями.
160
ОБОРУДОВАНИЕ, ПРИМЕНЯЕМОЕ ДЛЯ КИСЛОТНОЙ ОБРАБОТКИ СКВАЖИН
Агрегат Азинмаш-ЗОА (табл. III.21) предназначен для перевозки раствора соляной кислоты и нагнетания его в скважину. Состоит он из цистерны емкостью 6 м3, разделенной внутренней перегородкой на два равных отсека; трубопроводов; поплавковых указателей уровня и трехплунжерного насоса.
J сблица III 21 Характеристика агрегата Азинмаш-ЗОА
Диаметр туншера, мм
Частота Частота
вращения вращения
Передача вала двига- коренного вала 100 120
теля, об /мин насоса, об /мин производительность, л/с давление, кгс/см2 производительность, л/с давление, кгс/см2
II 49,3 224 500 3,23 344
III 94,0 4,28 259 6,16 180
1600
IV 143,0 6,50 171 936 118
V 215,0 9,78 ИЗ 1408 79
II 55,0 2,52 475 3,63 330
III 106,0 4,82 248 6,94 172
1800
IV 161,0 7,32 163 10 54 ИЗ
V 242,0 11,00 108 1585 75
Внутренние стенки цистерны гуммированы, каждый отсек оснащен поплавковым указателем уровня с делениями. По трубопроводам вода подается в цистерну. Кислота поступает по гуммированным трубам, спущенным в чашеобразные углубления дна отсеков. Для обеспечения необходимых давлений и производительности трех-плунжерный горизонтальный насос типа 4НК-500 одинарного действия укомплектован сменными плунжерами. Агрегат снабжен приемным и напорным манифольдами. Пульт его управления расположен в кабине автомобиля.
На случай закачки больших объемов кислоты агрегат комплектуется дополнительной гуммированной цистерной емкостью 6 м3 на прицепе МАЗ-5243Ш.
Комплекс оборудования на шасси высокой проходимости состоит из насосного агрегата АКПП-500, смонтированного на шасси автомобиля КрАЗ-255Б; кислотовоза КП-6,5, установленного на шасси КрАЗ-255Б, прицепа-цистерны ЦКТ-15 на тракторной гусеничной тележке ТГТ-20 типа «Восток».
Один комплект оборудования может перевезти одновременно до 33 м3 кислоты.
Заказ 1428
161
Насосный агрегат монтируется на шасси автомобиля КрАЗ-255Б; используется агрегат для нагнетания кислоты в скважину при солянокислотной и термокислотной обработках и гидрокислотном разрыве пласта. Для перевозки кислоты предназначена цистерна емкостью 3 м3.
Кроме того, агрегат комплектуется цистерной емкостью 6 м3 на автоприцепе МАЗ-5243Ш.
Оборудование агрегата состоит из трехплунжерного насоса типа 4НК-500 с приводом от тягового двигателя, коробки отбора мощности, промежуточной трансмиссии, гуммированной цистерны, ма-нифольда с контрольно-измерительными приборами. Насос производительностью от 1,97 до 13,5 л/с развивает давление нагнетания до 500 кгс/см2.
Кислотовоз КП-6,5 предназначен для перевозки кислоты и подачи ее на насосный агрегат или в дополнительную емкость при кислотной обработке скважин или гидрокислотном разрыве пласта. Он смонтирован на шасси КрАЗ-255Б и комплектуется цистерной на автоприцепе емкостью 6 м3.
Кислотовоз состоит из гуммированной цистерны, центробежного насоса типа ЗХ-9Е, вакуумной системы самовсасывания, редуктора, манифольда с контрольно-измерительными приборами.
Насосом кислотовоза можно перекачивать жидкость из своей цистерны в другие емкости, а также из одной цистерны в другую, минуя свою.
Прицеп-цистерна ЦКТ-15 предназначен для доставки кислоты к скважинам по мягким грунтовым дорогам и бездорожью с помощью трактора Т-100М. Состоит он из двух гуммированных цистерн емкостью 6 м3 каждая с указателями уровня, смонтированными на тракторной гусеничной тележке ТГТ-20 типа «Восток».
ЛОВИЛЬНЫЙ ИНСТРУМЕНТ
Ловильные работы по извлечению оборвавшихся труб и упавшего инструмента занимают особое место в капитальном ремонте. Наиболее сложными являются работы по захвату и извлечению труб, так как колонна насосно-компрессорных труб, упавшая в скважину, при ударе о забой изгибается по всей длине и заклинивается в эксплуатационной колонне.
Конструкции ловильных инструментов чрезвычайно разнообразны, но по принципу захвата их можно подразделить на три основные группы: 1) плашечные; 2) нарезные; 3) комбинированные.
По принципу освобождения ловильные инструменты подразделяются на конструкции неосвобождающегося и освобождающегося типов.
Для ловли насосно-компрессорных труб и извлечения их из скважин пользуются труболовками различных конструкций с резьбами правого или левого направления. Труболовки с правыми резьбами предназначены для извлечения колонны захваченных труб
162
целиком, труболовки с левыми резьбами — для отвинчивания и извлечения труб по частям.
По характеру захвата труб труболовки подразделяют на внутренние — для захвата труб за внутреннюю поверхность и наружные — для захвата за наружную поверхность трубы или муфты.
Труболовки, входящие в каждую из указанных групп, в свою очередь, подразделяют на труболовки неосвобождающегося и освобождающегося типов.
Труболовки освобождающегося типа делят на труболовки с механизмом фиксации плашек в освобожденном положении, гидравлического и механического действия. В скважинах с небольшим зазором между эксплуатационной колонной и аварийными трубами применяют труболовки без центрирующих приспособлений; при значительном зазоре труболовки оснащают центрирующим приспособлением — направлением с вырезом или с воронкой. Внутренние труболовки неосвобождающегося типа имеют только механизм захвата, который состоит из стержня с двумя наклонными плоскостями, расположенными под углом 180° друг к другу. Посередине каждой плоскости имеются продольные выступы с профилем «ласточкина хвоста». По этим выступам в радиальном направлении перемещаются плашки, имеющие снаружи гребенчатую нарезку.
Внутренние труболовки освобождающегося типа имеют механизм захвата и фиксации плашек в освобожденном положении. Механизм захвата труболовок освобождающегося типа по конструкции аналогичен механизму захвата труболовок неосвобождающегося типа, с той лишь разницей, что стержень имеет шесть наклонных плоскостей, расположенных в два яруса и смещенных относительно друг друга на 60°; плашки перемещаются вместе с плашкодержа-телем.
Труболовка внутренняя освобождающаяся, глубинная, модернизированная механического действия ТВОЗМ-114х168 (рис. III.25) грузоподъемной силой 80 тс и массой 75 кг предназначена для захвата аварийных 114-мм труб в 168-мм колонне на любом расстоянии от верхнего конца, что позволяет осуществлять ловлю труб в тех случаях, когда верхний конец их деформирован. Механизм захвата расположен в верхней части и состоит из верхнего стержня 1, плашкодержателя 2, плашек 3 и гайки 4. Верхний стержень механизма захвата соединяется с механизмом фиксации плашек в освобожденном положении, а нижний стержень 5 механизма фиксации — с фиксатором 6. Нижний стержень оканчивается наконечником 11. С направляющей 8 при помощи резьбы соединяется тормоз, на корпусе 9 которого закреплены попарно четыре плоские пружины 10. Механизм фиксации вращается в двух упорных шарикоподшипниках 7 и 12. Для соединения труболовки с колонной бурильных труб на верхнем стержне предусмотрена ниппельная головка с резьбой. Чтобы фиксатор не вышел из исходного положения, труболовку спускают в скважину, не вращая трубы.
11* 163
-з
-в
Ф$5
Рис. 111.25. Труболовка Рис. 111.26. Трубо- Рис. 111.27. Комбинирован-
внутренняя освобожда- ловка наружная ме- ный ловитель
ющаяся глубинная мо- ханического дейсхвия 1ЛКЩТ-114
дернизированная меха- 1ТНО 168
нического действия ТВОЗМ-114 X 168
Труболовка наружная механического де й-с т в ж я ITHO-168 предназначена для ловли за наружную поверхность муфты, находящейся на верхнем конце колонны оставшихся в скважине насосно-компрессорных труб диаметром 73 мм, а также для ловли за наружную поверхность верхнего безмуфтового конца 89-мм колонны насосно-компрессорных труб и извлечения их из скважины целиком или по частям в колоннах диаметром 168 мм и более.
Основными узлами труболовки (рис. III.26) являются механизмы захвата и освобождения. К верхней части корпуса 4 присоединен переводник 1, а внутрь корпуса ввинчивается специальный упор 2, ограничивающий перемещение вверх аварийной трубы. Ниже упора устанавливается упорный винт 3 с гайкой, на нижнем торце которого имеются радиально расположенные зубья. К упорному винту крепится плашкодержатель 6.
В средней части корпуса имеются пазы с поперечным профилем в виде «ласточкина хвоста», вдоль которых вместе с плашкодержа-телем перемещаются плашки 5. К нижней части корпуса присоединяется воронка 7. Фиксацию плашек в освобожденном положении производят вращением колонны бурильных труб вместе с трубо-ловкой.
Техническая характеристика наружных труболовок механического действия приведена в табл. II 1.21.
Таблица III.21 Техническая характеристика труболовок механического действия
Диаметр аварийных Условный
труб, мм диаметр
обсадных колонн, Грузоподъ- Диаметр

Шифр труболовок в которых емная сила, труболовки,
тела трубы муфты производится ловля, тс мм
мм
ITHM73-146 73 60 146, 168, 178, 116
194, 219, 245
40
ITHO-168 89 73 168, 178, 194, 138
219, 245, 273
Продолжение табл. III.21
Шифр труболовок \ Диаметр центрирующего приспособления , мм Длина труболовки с центрирующим приспособлением, мм Масса, кг
труболовки труболовки с центрирующим приспособлением
ITHM73-146 ITHO-168 116-218 138-242 1654 1903—2050 77,5 122,2 82,5—84 127,4—137
Комбинированный ловитель 1ЛКШ-114 грузоподъемной силой 24 тс (рис. III.27) предназначен для ловли насосных
165
штанг диаметром 16; 19 и 22 мм за тело или муфту, а также гладких недеформированных насосно-компрессорных труб диаметром 48 мм внутри эксплуатационных колонн диаметром 114—168 мм. К верхней части корпуса 4 ловителя крепится удлинитель 1, а к нижней — воронка 8. В верхней и нижней частях корпуса на внутренней поверхности сделаны специальные пазы с профилем «ласточкина
хвоста», в которых сверху располагаются плашки 5 для ловли штанг за муфту. Плашки перемещаются в корпусе синхронно с помощью специальных плашкодержате-лей 2 и 7 и пружины 3. Плашкодержатели соединены винтами 6. Ловитель спускают в скважину на колонне бурильных труб с левой нарезкой резьбы.
Комбиниров анный ловитель ЛКШТ1-168 грузоподъемной силой 30 тс предназначен для ловли насосных штанг диаметром 16— 25 мм, расположенных одиночно или в несколько рядов, а также насосно-компрессорных труб диаметром до 73 мм внутри эксплуатационных колонн, имеющих диаметр 168—273 мм.
Для ловли насосно-компрессорных труб за наружную поверхность или колонн бурильных труб применяют колокола правого и
левого направления. Колокола для ловли колонн насосно-компрессорных труб подразделяются на несквозные (рис. III.28) и сквозные (рис. III.29).
Несквозные колокола предусматриваются в трех исполнениях: гладкие, с воронкой, выполненной за одно целое с колоколом, и с резьбой под воронку.
Сквозные колокола изготовляют двух типов: гладкие с переводником и с резьбой под воронку. Резьба на верхнем конце предназначена для соединения колокола с колонной труб. Резьба в нижней части специального профиля. По всей длине ее выполнены продольные канавки для выхода стружки при нарезании резьбы на ловимом объекте. В скважинах с небольшим зазором между обсадной колонной и колонной ловимых труб применяют колокола без воронок; в сква-
Рис. III.28. Несквозные колокола:
а — гладкий; б — с воронкой, изготовленной за одно целое с колоколом; в •— с резьбой под воронку
166
жинах со значительным зазором —• с воронками. На верхнем конце колокола предусмотрена специальная резьба для ловли его в случае аварии.
Отличительной особенностью сквозных колоколов является возможность прохождения через них насосной штанги с муфтой или
насосно-компрессорной трубы второго ряда с муфтой, выступающей из ловимой трубы.
Для ловли за внутреннюю поверхность колонн насосно-компрессорных и бурильных
Присоединительная
W
Присоединительная рездба к направлению
Рис. III.29. Сквозные колокола:
а — гладкий^с переводником, б — с резьбой
под воронку, 1 — переводник, г — приемная
труба; з — колокол; 4 — воронка
а
Рис. III.30. Универсальный метчик:
а — с резьбой под направление, б — без резьбы под направление
труб, оканчивающихся сверху муфтой или замком, предназначен метчик — инструмент нарезного типа.
Метчики подразделяются на универсальные (рис. III.30), вводимые в трубу и врезающиеся в ее тело, и специальные (рис. III.31), ввинчиваемые в резьбу муфты, трубы или замка.
Наружная резьба в нижней части универсального метчика специального профиля имеет продольные канавки для выхода стружки. Центрирующий конус на нижнем конце метчика облегчает ввод его
167
в аварийные трубы. Выше ловильной резьбы на метчике располагается цилиндрическая часть, используемая для повторной нарезки резьбы при ремонте, а далее — резьба для присоединения к колонне аварийных труб или к головке центрирующего приспособления. Центрирующее приспособление метчика состоит из головки, направления, воронки и направления с вырезом. Головка, направление и воронка — стандартные элементы. Направление с вырезом приме-
Просовдинительная резьба к головке
Присоеди-нитель,-'на я резьба к нщ
нию
Рис. III.31. Специальный метчик: Рис. III.32. Освобождающийся
а - с резьбой под направление; б - без резьбы метйик-калибр МК01-114 X 168 под направление
няют для центрирования метчиков в скважинах, где невозможно использовать воронку ввиду малого зазора,между наружной поверхностью воронки и скважиной. Метчики изготавливают с правым и левым направлением резьбы. Ловильная резьба специальных метчиков имеет профиль и размеры резьбы, соответствующие резьбе насосно-компрессорной трубы или ниппеля замка бурильной трубы. В остальном специальные метчики не отличаются от универсальных. Универсальные и специальные-метчики для ловли колонн насосно-компрессорных труб изготавливают каждый в двух исполнениях: с резьбой под направление и без резьбы под направление.
168
Конструкция метчиков для ловли колонн бурильных труб аналогична конструкции метчиков, предназначенных для ловли насосно-компрессорных труб.
Освобождающийся метчик-калибр МК01-114 X X 168 грузоподъемной силой 30 тс (рис. III.32), спускаемый в скважину на бурильных трубах, предназначен для ловли насосно-ком-прессорных труб. При ловильных работах метчик-калибр присоединяют к колонне бурильных труб при помощи резьбы, нарезанной на верхнем конце корпуса. В наклонные пазы корпуса 1 с выступами посредине, имеющими в сечении форму «ласточкина хвоста», вставляют плашки 4, в которых снаружи предусмотрена специальная левая резьба, соответствующая по профилю резьбе аварийных (ловимых) труб. Плашки в крайнем нижнем (рабочем) положении удерживаются от перемещения вверх винтами 2. В отверстиях корпуса под плашками установлены подпружиненные штифты 3.
«У д о ч к и» предназначены для ловли внутри 168-мм эксплуатационной колонны тартальных канатов диаметром не более 19 мм и каротажных кабелей диаметром не более 22,8 мм. Подразделяются «удочки» на шарнирные и нешарнирные. «Удочки» изготавливаются левыми и правыми с соответствующим направлением присоединительных резьб и крючков. В процессе работы нагрузка на «удочки» не должна превышать максимальную допустимую для них грузоподъемную силу (30 тс для всех видов «удочек»).
Однорогая «удочка» типа УОШ-168 представляет собой стержень со сквозным промывочным каналом, заостренный на нижнем конце и соединяющийся при помощи резьбы на верхнем конце с переводником. К стержню приварены два крючка специальной формы под углом 180° друг к другу, при помощи которых захватывается канат или кабель. К переводнику на резьбе крепят воронку, которая ограничивает прохождение «удочки» через спутанный клубок каната или кабеля.
Шарнирная «удочка» типа У1П1-168 (рис. III.33) применяется в тех случаях, когда канат или кабель, спутанные в клубок, затрудняют прохождение однорогих удочек с приваренными крючками. Отличительная особенность шарнирной удочки — наличие четырех крюков 4, расположенных вдоль стержня 3 в шахматном порядке и укрепленных шарнирно в прорезях стержня. При прохождении «удочки» через клубок каната или кабеля крючки, откидываясь на осях и сжимая пластинчатые пружины 5, входят внутрь прорезей, почти не выступая за габариты стержня. При подъеме «удочки» крючки под действием силы упругости пружин вновь возвращаются в раскрытое положение и захватывают канат или кабель. Переводник 1 и воронка 2 такие же, как и у «удочек» остальных видов.
АзИНМАШем разработаны аналогичные шарнирные «удочки» для работы в скважинах различного диаметра.
Канаторезка типа 2КР19-146 (рис. III.34) предназначена для отрезания тартального каната над дужкой прихваченной желонки
169
и извлечения его на поверхность. В случае прихвата перфоратора эту же операцию можно производить с каротажным кабелем.
Канаторезка состоит из механизма резания и фиксации ножа. Основными деталями механизма резания являются нож 2 и корпус 1 со сквозным каналом квадратного сечения, одна сторона которого представляет собой наклонный паз, имеющий поперечное сечение в виде
\ФШ
«ласточкина хвоста». Нож находится в наклонном
Рис. III.33. Шарнирная удочка УШ1-168
Рис. III.34. Канаторезка 2КР19-146
Рис. III.35. Магнитный фрезер типа МФ-ЗМ
пазу и в верхнем положении удерживается, упираясь в фиксатор 3. Основным узлом механизма фиксации ножа является фиксатор, расположенный в отверстии корпуса и упирающийся в планку 5, закрепленную в пазу снаружи корпуса. В отверстие фиксатора входит конец
170
пластинчатой пружины 4, также закрепленной в корпусе напротив планки. В корпусе имеется специальный винт 6, который под влиянием сжимающей нагрузки срезается и приводит в действие механизмы резания и фиксации. Канаторезку спускают в скважину на колонне труб, предварительно пропустив канат внутрь канаторезки. Свободный конец каната закрепляют на барабане лебедки.
Магнитный фрезер типа МФ-ЗМ ^__
(рис. III.35) предназначен для извлечения из скважин мелких металлических предметов. Фрезер состоит из переводника 1 с присоединительной резьбой, корпуса 3, алюминиевой втулки 4, в которой находится магнит 5 с верхним 2 и нижним 6 полюсами, и фрезерной коронки 7, Магнит изготавливают из специального сплава магнико. После сборки фрезер намагничивают постоянным током. Нормальный режим работы магнитного фрезера определяется допустимой нагрузкой.
Вспомогательный инструмент
К вспомогательным относят инструменты, используемые при различных работах, предшествующих ловильным.
Межколонный торцовый фрезер ,т и п а ФМТЭ (рис. III.36) предназначен для фрезерования насосно-компрессорных труб в эксплуатационных колоннах с целью захвата их ловильным инструментом.
Фрезер представляет собой полый цилиндр, по наружной поверхности которого равномерно расположены противозаклинива-
ющие каналы. На нижнем торце корпуса нарезаны зубья, на верхнем— специальная присоединительная резьба бурильных труб, имеющая бурт и определенный натяг для соединения с приемной трубой. Зубья фрезера выполнены в виде пазов, в которые запрессованы твердосплавные пластины со специальной геометрией заточки. Для предохранения внутренней плоскости обсадной колонны от срезания наружные режущие кромки зубьев фрезера утоплены в корпусе и заплавлены латунью. Зубья армированы высокопрочным и ударостойким твердым сплавом ВК8. Для отвода отработанной стружки из зоны фрезерования и устранения заклинивания на корпусе фрезера предусмотрены противозаклинивающие каналы. Перед спуском в скважину фрезер свинчивают с трубой-приемником, внутрь которого входит офрезерованный клубок штанг. Эту трубу присоединяют к колонне бурильных труб. Труба-приемник изготавливается из бурильной трубы с таким расчетом, чтобы внутренний ее диаметр соответствовал внутреннему диаметру фрезера. Для обеспечения
171
Рис. III.36. Межколонный торцовый фрезер типа ФМТЭ
нормального режима работы осевая нагрузка в начальный период фрезерования не должна превышать 0,5 тс при частоте вращения ротора 60—80 об/мин; производительность промывочного насоса должна быть не менее 10 л/с.
В зависимости от сочетания диаметров обсадных и фрезеруемых тРуб применяют фрезер соответствующего типоразмера.
Конусные райберы типа 1РК (рис. II 1.37) предназначены для райберования деформированных насос-но компрессорных труб с целью захвата их ловильным инструментом. Применяют
Рис. III.37. Конусный райбер тина 1РК
Рис. III.38. Забойный фрезер типа ФЭЗ
этот инструмент в тех случаях, когда из-за небольших размеров кольцевого пространства между обсадной колонной и насосно-компрессор-ными трубами невозможно использовать фрезеры других видов. Райбер представляет собой режущий инструмент с осевым сквозным отверстием для прохода промывочной жидкости, на цилиндрической и конической поверхностях которого расположены зубья соответствующего профиля. В верхней части нарезана резьба для присоединения к колонне бурильных труб, на которой райбер спускают в скважину.
Для обеспечения нормального режима работы райбера осевая нагрузка на него должна быть в пределах 0,3—1 тс при частоте вращения ротора 60—80 об/мин.
Забойный фрезер типа ФЗЭ (рис. III.38) предназначен для очистки ствола или забоя эксплуатационных скважин от металлических предметов. На нижнем торце расположены режущие
172
зубья, а в верхней части — присоединительная замковая резьба для соединения фрезера с бурильной колонной. Зубья расположены в шахматном порядке с перекрытием всего фрезеруемого забоя и представляют собой радиальные пазы с запрессованными в них твердосплавными пластинами. Режущие кромки зубьев располагаются по осям, причем каждый ряд зубьев состоит из нескольких пластин.
Рис. III.39. Грушевидный фрезер типа ФЗН2
Рис. III.40. Колонный конусный фрезер ФКК-142
Зубья армированы высокопрочным и ударостойким твердым сплавом ВК8. Для предохранения внутренней поверхности обсадной колонны от срезания периферийные режущие кромки зубьев фрезера утоплены в корпусе и заплавлены. В корпусе предусмотрены сквозные стружко-отводящие противозаклинивающие каналы, а внутри — промывочные отверстия, обеспечивающие интенсивное вымывание стружки. Для обеспечения нормального режима работы осевая нагрузка на фрезер должна быть не более 0,5 тс в начальный период фрезерования с равномерным повышением до 2,5 тс при частоте вращения ротора 60—80 об/мин и производительности промывочного насоса не менее 12 л/с.
Грушевидные фрезеры типа ФЗН2 и колонные конусные фрезеры тина ФКК предназначены для исправления поврежденных мест
173
(сильных смятий и сломов) эксплуатационных колонн под нормальный проход соответствующего размера шаблона. Эти фрезеры могут быть также использованы при калибровке ствола скважины, закрепленной обсадной колонной, с целью очистки его внутренней поверхности.
Грушевидные фрезеры типа ФЗН2 (рис. III.39) имеют на цилиндрической и конической поверхностях зубья соответствующего профиля. На цилиндрической поверхности под углом 120° друг к другу профрезерованы три продольные канавки для выхода стружки. В верхней части нарезана наружная замковая резьба для присоединения фрезера к колонне бурильных труб. Корпус фрезера имеет сквозное отверстие для промывочной жидкости.
Колонный конусный фрезер типа ФКК-142 (рис. III.40) представляет собой сочетание цилиндра с усеченным конусом. Цилиндрическая, коническая и нижняя торцовая части фрезера оснащены режущими зубьями. В верхней части нарезана замковая резьба для присоединения фрезера к колонне бурильных труб. Фрезер имеет несквозной осевой канал для подвода жидкости к боковым промывочным отверстиям, расположенным под углом к оси фрезера.
Зубья фрезера размещены равномерно по всей его боковой поверхности.
ПАКЕРЫ
Для изоляции в скважине затрубного пространства от трубного, а также разобщения пластов и пропластков применяют специальные устройства — п а к е р ы.
По способу установки в скважине пакеры разделяются на пакеры с опорой на забой и пакеры без опоры на забой, или так называемые «висячие» пакеры. Пакер с опорой спускают в скважину с «хвостовиком». Преимущество этого типа пакеров — простота и надежность конструкций, недостаток — необходимость в дополнительных трубах для «хвостовой» опоры, а также в длительных ловильных работах по извлечению пакера и «хвостовика» в случаях образования песчаных пробок. У пакеров без опоры преимуществом является возможность их установки на любой глубине в эксплуатационной колонне. При использовании этих пакеров образование песчаных пробок на забое осложнений не вызывает.
По способу деформации уплотнительного элемента и герметизации колонны пакеры разделяются на механические и гидравлические.
К механическим относят все пакеры, уплотнительный элемент которых деформируется от воздействия на него веса колонны труб. Преимущество этих пакеров — простота конструкции и высокая надежность в работе. Недостатком является необходимость создания нагрузки на пакер весом труб для его раскрытия. При небольших глубинах ремонтируемых скважин вес труб иногда оказывается для этого недостаточным.
174
К гидравлическим пакерам относят пакеры, резиновый элемент которых деформируется и герметизирует колонну за счет действия давления, создаваемого нагнетаемой жидкостью. Преимуществом этого типа пакеров является их способность воспринимать перепады давления 500 кгс/см2 и более, недостатком — сравнительная сложность конструкции.
При гидравлическом разрыве пласта для предохранения обсадной колонны от воздействия большого давления над разрываемым пластом устанавливают пакер, который полностью разобщает при-забойную зону скважины от ее вышележащей части. Давление в этом случае, создаваемое насосами, передается только на фильтровую зону и на нижнюю часть пакера. При давлении до 300 кгс/см2 применяют пакеры с опорой на забой: конструкции ОКБ-РЭ типа ПШ, ОПМ, пакеры АзНИИ, Карнаухова, Пономарева и др. При указанном давлении применяют также пакеры без опоры на забой: шлипсовый пакер ПШ конструкции ОКБ-БН, АзИНМАШа типа ПС, ГрозНИИ, конструкции ЦРМЗ «Грознефти» и ПШУ-168 и другие. При давлении от 300 до 500 кгс/см2 применяют пакеры без опоры на забой: типа ПШ-500, ПС-500 и ПГ-500 (для гидроразрыва).
При изоляционных работах на нижнем конце колонны заливочных труб для разобщения кольцевого пространства от трубного устанавливают пакеры. Применение их имеет следующие преимущества: высокое давление, создаваемое в заливочных трубах в процессе про-давливания цементного раствора, не передается на эксплуатационную колонну выше пакера; исключается возможность проникновения цементного раствора в затрубное пространство скважины, что предотвращает опасность прихвата заливочных труб; создается возможность цементажа скважины под давлением при негерметичности эксплуатационной колонны выше места установки пакера.
Пакеры подразделяются на следующие типы: 1) извлекаемые, которые после окончания процесса цементирования поднимают из скважины (вместе с колонной заливочных труб); 2) неизвлекаемые, которые после окончания цементирования отделяются от колонны заливочных труб и остаются в скважине.
Цементаж с использованием извлекаемого пакера имеет следующий существенный недостаток: высокое давление, создаваемое в заливочных трубах в процессе продавливания цементного раствора в пласт, перед извлечением пакера снижается до нуля. При этом происходит переток цементного раствора из пласта и закодонного пространства обратно в скважину, что снижает эффективность изоляционных работ. Кроме этого, движение цементного раствора по пласту после окончания процесса цементирования ухудшает свойства будущего цементного камня и снижает высоту его подъема за колонной.
Таким образом, цементаж с извлекаемым пакером не всегда обеспечивает надежную изоляцию притока посторонней воды. При неизвлекаемом пакере созданное ниже его высокое давление при заливке сохраняется до конца твердения цемента. Однако применение
175
неизвлекаемого пакера имеет тот недостаток, что впоследствии его приходится разбуривать, фрезеровать.
Извлекаемые пакеры. При изоляционных работах применяют пакеры: конструкции ОКБ по бесштанговым насосам, ЦРМЗ «Грознефть», Азинмаша типа ПС и др.
Пакер конструкции ОКБ по бесгдтанговым насосам типа ПП1-168 (рис. III.41) состоит из штока 4, на который надеты конус 7, дюралюминиевые кольца 2, 5, 6 ж резиновые манжеты 3. На верхний конец штока навинчена головка пакера 1, на нижний конец — короткий хвостовик 10. На хвостовик надет фонарь 9, имеющий плашки 8, пружины И и замок 13. Положение фонаря на хвостовике фиксируется замком 13 при помощи штифта 12. Спускают пакер в скважину на заливочных трубах. Для удержания его в колонне над ним ставят гидравлический якорь. Спустив пакер на необходимую глубину, поворачивают заливочные трубы по часовой стрелке на 1—2 оборота. Вследствие этого штифт 12 попадает в прорезь замка 13. Затем заливочные трубы опускают вниз. При этом фонарь 9 пружинами 11 удерживается в эксплуатационной колонне в верхнем положении. Конус* 7 распирает плашки 8, которые его удерживают в эксплуатационной колонне. При сжимающей нагрузке 10 тс, создаваемой частью веса колонны заливочных труб, резиновые манжеты 3 расширяются и герметизируют кольцевое пространство скважины.
Резиновые манжеты устроены так, что в сжатом виде они принимают грушеобразную форму. С повышением давления под пакером края манжет плотно прижимаются к стенке эксплуатационной колонны, создавая дополнительное уплотнение. Наличие дополнительного гидравлического уплотнения и является основным преимуществом пакера ПШ-168.
Пакер на поверхность извлекают при подъеме труб. Конус пакера выходит из-под плашек, и контакт их со стенкой колонны нарушается, уплотнительные манжеты при этом разгружаются и принимают первоначальную форму.
Неизвлекаемые пакеры. Наиболее распространен пакер с циркуляционным клапаном (рис. III.42). Пакер спускают в скважину на колонне заливочных труб и устанавливают на 6—8 м выше верхних отверстий фильтра. Затем его приподнимают на 0,5— 1 м (чтобы закрыть циркуляционный клапан) и промывают скважину прямой промывкой. В заливочные трубы бросают шарик 14, который садится в гнездо 15 и перекрывает отверстие в пакере, в результате чего давление в трубах увеличивается. Жидкость под давлением проходит в отверстие 5, уплотняет резиновое кольцо 10 (в колонне) и передвигает вверх верхний конус 3. При этом срезаются болты 8 и 9, а верхние плашки 1 прижимаются к стенке эксплуатационной колонны, препятствуя движению пакера вверх. При дальнейшем повышении давления в заливочных трубах срезается болт 7 и гнездо 15 выпадает из пакера. Открывается обратный клапан 6, в результате чего жидкость проходит через пакер. После натяжки заливочных труб срезаются болты 11 и 12, а нижние плашки прижимаются
176
204
Ф&5
Ф65
Рис. III.41. Пакер |ПЩ-168 Рис. III.42. Цементировочный пакер с цир-конструкции ОКБ по бесщтан- куляционным клапаном
говым насосам
12 Заказ 1428
к стене колонны. Резиновое кольцо 17 еще больше деформируется, а коническое стопорное кольцо 2 попадает в прорезь остова пакера 4. Пакер оказывается надежно укрепленным в эксплуатационной колонне. Заливочные трубы опускают на 0,5—1 м (чтобы открыть циркуляционный клапан) и закачивают в них цементный раствор и про-давочную жидкость. Когда столб цементного раствора будет на 100— 150 м выше пакера, натяжением труб закрывают циркуляционный клапан и цементный раствор продавливают в пласт. По окончании процесса продавки, когда давление в заливочных трубах снижается, бакелитовый шар 13 садится в гнездо 16 и закрывает выход цементного раствора из-под пакера. Заливочные трубы снова опускают на 0,5—1 м, благодаря чему открывается циркуляционный клапан. Обратной промывкой вымывают из заливочных труб излишний цементный раствор. Вращая трубы вправо, отвинчивают пакер от циркуляционного клапана. Заливочные трубы поднимают из скважины, и, если необходимо вскрыть интервал ниже места установки пакера, его разбуривают после затвердения цемента.
Для перекрытия доступа верхних вод к забою скважины через дефект в копонне, находящийся выше отверстий фильтра эксплуатационного горизонта, применяют пакер ы, спускаемые на насосно-компрессорных трубах и устанавливаемые ниже дефекта.
Перед установкой пакера скважину промывают и обследуют с помощью свинцовой печати. При этом уменьшение диаметра печати после ее подъема не должно превышать 2 мм против диаметра ее перед спуском. При спуске пакера во избежание проворачивания на трубы следует устанавливать контрключ, а при снятии контрключа разрешается подавать трубы назад (влево) не более чем на 15°. Если в процессе спуска трубы останавливаются, их приподнимают на 1—1,5 м, проворачивают колонну труб на один оборот влево и, не отнимая ключа, продолжают медленный спуск труб. Если они после двух-трехкратного повторения этой операции снова будут останавливаться, то следует поднять трубы и проверить состояние пакера. Для перекрытия дефекта в колонне можно пользоваться пакерами извлекаемой конструкции, как «висячими», так и с опорой на забой. Спуск и герметизацию пакеров производят по методу, описанному выше.
Автоматический пакер АзНИИ (рис. III.43) кроме разобщения затрубного пространства и предохранения эксплуатационной колонны (выше установки пакера) от воздействия давления, создаваемого при гидравлическом разрыве пластов в нефтяных и газовых скважинах, используется при следующих работах: для определения места негерметичности эксплуатационной колонны при закрытом фильтре скважины, при изоляционных и других работах по креплению и обработке призабойной зоны скважин. Для предотвращения сдвига пакера по колонне при повышении давления на трубах устанавливают гидравлический якорь.
Пакер Авилова (рис. III.44) применяют для определения герметичности колонны при открытом фильтре скважины. Состоит
178
Рис. II 1.43.
Автоматический АзНИИ:
пакер
1 — муфта; 2 — корпус; 3 — резиновая манжета; 4 — гайка; 5 — шайба; 6 — резиновый поршень; 7 — кольцо; 8 — шайба; 9 — рубашка; It — шток; 11 — гайка, 12 — винт, 13 — экстра-тор; 14 — алюминиевые штифты; 15 — патрубок, 16 — амортизатор
Рис. 111.44. Пакер С. В. Авилова:
1 — шарик; 2 — поршень; з — шпилька; 4 — резиновая манжета; 5 — головка; 6 — отверстие; Т — рубашка; 8 — корпус; 9 — тарелка
12*
он из головки 5, внутри которой помещается поршень 2. На верхнем конце поршня закреплена винтами рубашка 7. Поршень свободно сидит на корпусе 8, который своим нижним торцом прижимает седло шарика 1 к внутренней выточке головки. К верхнему концу втулки привинчена тарелка 9 с патрубком, на котором сидит резиновая манжета 4, прижатая кольцом и гайкой. К последней привинчен патрубок для присоединения к насосно-компрессоряым трубам. Пакер спускают на насосно-компрессорных трубах, затрубное пространство заполняют водой, устанавливают заливочную головку, герметизируют устье скважины и в затрубное пространство закачивают воду на первой скорости агрегата до достижения необходимого опрессо-вочного давления. Скважину оставляют под давлением на 10—30 мин. Если давление не изменяется, то это указывает на герметичность колонны.
Для освобождения пакера перед его подъемом внутрь насосно-компрессорных труб бросают шарик, который садится на седло, Затем в трубы закачивают жидкость. При этом под поршнем 2 создается избыточное давление и поршень, срезав шпильку 3, перемещает вверх рубашку, которая надевается на резиновую манжету 4, и тогда пакер может быть беспрепятственно поднят из скважины. Для ограничения хода поршня 2 в головке 5 просверлены отверстия 6.
ПЕРЕДВИЖНЫЕ АГРЕГАТЫ
Передвижные агрегаты используются при подземном и капитальном ремонтах скважин, не оснащенных стационарной вышкой или мачтой, при работах по освоению и вводу скважин из бурения и бездействия. Эти агрегаты монтируются на тракторах и автомобилях.
Агрегат «Бакинец- ЗМ» (рис. III. 45) используется при спуско-подъемных операциях с укладкой труб и штанг на мостки при текущем и капитальном ремонтах скважин глубиной до 2900 м. Он представляет собой самоходную установку грузоподъемной силой 37 тс, смонтированную на тракторе Т-100М. Состоит он из следующих основных узлов: трансмиссии, однобарабанной лебедки, вышки с талевой системой, кулисного механизма подъема вышки и системы управления.
Агрегаты «Азинмаш-37А» и «Азинмаш-43А» (рис. III.46) также предназначены для производства спуско-подъемных операций с укладкой труб и штанг на мостки при текущем и капитальном ремонтах нефтяных и газовых скважин глубиной до 2900 м.
Агрегат «Азинмаш-37А» — самоходная установка, смонтированная на шасси автомобиля КрАЗ-255Б высокой проходимости, «Азинмаш-43А» — самоходная установка, смонтированная на гусеничном болотоходном гидрофицированном тракторе Т-ЮОМБГС. Каждый из агрегатов состоит из следующих основных узлов: трансмиссии, однобарабанной лебедки, вышки с талевой системой, передней и задней опор, кабины оператора, а также систем гидравлической, пневматической, электрической и системы управления агрегатом. Агрегаты комплектуются автоматом АПР-2ВБ.
180
Рис. III.45. Агрегат «Бакинец-ЗМ»:
1 — талевая система ,
2 — вышка, а — задняя опора, i — трансмиссия, 5 —лебедка, 6 •— кулисный механизм подъема вышки, 7 — передняя опора
Рис. III.46. Агрегат «Азинмаш-43А»-
1 — передняя опора, 2 — коробка перемены передач, ? — лебедка, 4 — гидроцилиндр подъема вышки, s — задняя опора, в — талевая система 7 — вышка
Наличие электропневматического управления на агрегатах типа «Азинмаш», а также оснащение их механизмами для свинчивания и развинчивания насосно-компрессорных труб с гидравлическим приводом облегчает условия труда бригад по подземному и капитальному ремонтам скважин. В этих агрегатах предусмотрено отепление кабин; рабочие места и путь движения крюкоблока освещаются взрывобезо-пасными светильниками ФВН-64. Иногда вместо базового источника электроэнергии агрегатов питание их осуществляют от промысловой электросети через выпрямительное устройство.
Дистанционное управление, сигнализация установки вышки в рабочее положение и принятое освещение обеспечивают нормальный монтаж агрегата у устьев ремонтируемых скважин и демонтаж его в дневное и ночное время.
Агрегат типа АКРО-80/400 грузоподъемной силой 80 тс предназначен для: текущего ремонта скважин глубиной до 6000 м; капитального ремонта; освоения эксплуатационных и опробования разведочных скважин глубиной до 5000 м; зарезки и бурения второго ствола скважин глубиной до 3500 м. Состоит этот агрегат из самоходного подъемно-промывочного агрегата типа «Азинмаш АПП-80/400», смонтированного на четырехосном тягаче высокой проходимости МАЗ-537; малогабаритного ротора типа Р200 X 80 с управляемыми клиньями; противовыбросового оборудования с гидроприводом на базе ППГ-156-320; передвижных мостков МПП-6 с инструментальной тележкой; укрытий в виде отдельных щитов, монтируемых на агрегате и рабочей площадке.
Навесное оборудование подъемно-промывочного агрегата Азинмаш АПП-80/400 включает: однобарабанную лебедку, телескопическую вышку с талевой системой и системой вертикальной установки насосно-компрессорных и бурильных свечей, гидродомкраты подъема вышки, промывочный насос с манифольдом и арматурой, глубинную лебедку с гидроприводом для исследования скважин, рабочую площадку с подсвечниками, регулируемую по высоте, механизм свинчивания и развинчивания насосно-компрессорных труб и т. д.
Агрегат А-50У грузоподъемной силой 50 тс (рис. III.47) предназначен для спуско-подъемных операций с укладкой труб на мостки при освоении, текущем и капитальном ремонтах скважин глубиной до 3500 м. Все механизмы, за исключением промывочного насоса, установленного на двухосном автоприцепе, смонтированы на шасси автомобиля КрАЗ-257.
Агрегат состоит из следующих основных узлов: трансмиссии, двухбарабанной лебедки, вышки с талевой системой, ротора, компрессора, промежуточного вала, а также гидравлической и пневматической систем и системы управления агрегатом.
Для установки агрегатов у устья скважин заранее сооружают площадки из уплотненного катком бутового камня толщиной не менее-300 мм, на которые наносят слой бетона толщиной 100 мм. Вышка своими опорами устанавливается на железобетонную плиту.
183
Рис. III.47. Агрегат А-50У:
1 — передняя опора; г — промежуточная опора; 3 — компрессор; 4 — трансмиссия; 5 — промежуточный вал; 6 — гидроцилиндр подъема вышки; 7 —• талевая система; 8 — ограничитель подъема крюко-блока; 9 — лебедка; ю — вышка; 11 — пульт управления; 12 — опор-вые домкраты; 13 — ротор
Якори для оттяжек изготавливают из бутобетона. Рабочая площадка у устьев скважин должна состоять из деревянного настила без выступающих металлических частей, уложенного на прочное основание (свайное, бетонное, металлическое и т. д.). Площадка для установки агрегата А-50У и размещения всего оборудования заранее бетонируется. Необходимо также заранее сооружать тумбы высотой 400 мм под опорные домкраты вышки. Для всех агрегатов высота фланца эксплуатационной колонны над уровнем основания должна быть не менее 500 мм.
БУРОВЫЕ УСТАНОВКИ
Буровые установки, применяемые при капитальном ремонте нефтяных и газовых скважин, предназначены для производства работ по зарезке и бурению второго ствола, а также для бурения новых скважин.
Метод зарезки и бурения второго ствола заключается в том, что после установки отклонителя на заданной глубине и вскрытия «окна» в колонне забуривается второй ствол до требуемой глубины. Процесс бурения второго ствола существенно не отличается от бурения новой скважины и сводится к следующему: спуск долота на бурильных трубах; работа его на забое; разрушение горной породы и очистка забоя от нее с выносом на поверхность; подъем отработанного долота для его замены; спуск обсадных труб. Все эти процессы осуществляются с помощью буровых установок различной мощности и грузоподъемности.
Основным параметром, характеризующим буровые установки, является их грузоподъемность: в зависимости от характера ремонта выбирают такую установку, которая способна выдержать нагрузки в процессе ремонта скважины. При этом в каждом конкретном случае необходимо учитывать: глубину ремонтируемой скважины; диаметр колонны; ожидаемое пластовое давление; способ бурения; способ вскрытия, опробования и освоения продуктивных горизонтов; рельеф местности; климатические условия.
Нормальным рядом предусмотрены буровые установки пяти классов с номинальной грузоподъемной силой 50, 75, 130, 200 и 300 т. Внутри каждого класса буровые установки могут подразделяться в зависимости от вида привода; способа бурения, количества монтажных блоков и способа транспортировки.
Основные параметры буровых установок, применяемых при капитальном ремонте нефтяных и газовых скважин, приведены в табл. III.23.
Буровая установка типа БУ-75Бр-70 (рис. III.48 и III.49) предназначена для бурения скважин турбинным или роторным способами в различных географических условиях с пределами изменения температуры окружающего воздуха от —40 до -j-50° С.
Обозначение установки БУ-75Бр-70 расшифровывается следующим образом: БУ — буровая установка, 75 — номинальная
185
Схема ястнасткц } а.
Таблица 111.22
Техническая характеристика буровых установок
Показатели Буровая установка
«Уфимец» БУ-бОБр БУ-75БР-70
Номинальная грузоподъемная сила на 20 50 75
крюке, тс
Максимально допустимая кратковре- 25 75 100
менная нагрузка, тс
Наименьшая скорость подъема крюка, 0,17 0,38 0,36
м/с
Наибольшая скорость подъема крюка, 1Д 1,46 1,83
м/с
Число скоростей подъема крюка 6 4 4
Диаметр талевого каната, мм 24 24 25,5
Максимальное натяжение каната, тс 5,5 7,5 10,76
Мощность, передаваемая на ротор, кВт . — 73,5 194
Число скоростей вращения ротора 4 2 2
Частота вращения стола ротора,
об/мин:
минимальная 70 78 67
максимальная 252 186 172
Диаметр отверстия стола ротора, мм 360 360 450
Мощность насосной группы, кВт 44 368 654
Масса буровой установки, т 22,5 98 145,3
грузоподъемная сила на крюке в тс, Бр — завод «Баррикады», 70 — год выпуска — 1970.
Основное оборудование буровой установки смонтировано на блоке, который обеспечивает перевозку оборудования в собранном виде с поднятой вышкой на двух тяжеловозах типа Т-40 и тележке «Восток».
На блоке смонтированы: вышка с талевой системой, ротор, кли-новый захват, лебедка, редуктор, силовые агрегаты, трансмиссия к насосам, компрессор, каркас укрытия и другие. Вспомогательно» оборудование устанавливают на выкладках рядом с основным блоком. Манифольд (основная линия и стояк) монтируют на вышке и основании. Трансмиссия насосов предусматривает возможность установки двух насосов типа БРН-1.
Схема установки циркуляционной системы определяется условием обеспечения движения промывочной жидкости от устья скважины к виброситам, желобам и приемным чанам.
Буровая установка типа БУ-50Бр с дизель-электрическим приводом состоит из четырех блоков. На металлическом основании
Рис. III.48. Буровая установка (вид сбоку):
1 — кронблок; 2 — талевый канат; з — талевый блок; 4 — вышка; 5 — крюк; в — вертлюг; 7 — стояк и манифольд; 8 — башмак, 9 — каркас укрытия
1ST
гв //
'J 2/
21 20
Рис. II 1.49. Буровая установка (вид сверху)
Y-, „„-^тптп™» ватт ??__ прбртткя 1Я — злектпообортдовэние и прокладка кабелей, 14 — пн„-----,.-,,----------,
Ю — приемные мостки, 11 — карданный вал, ^ леоедка, us „„ Гя „Х?а™данир пвижтшихся частей 19 21 — циркуляционная
подвижного конца талевого каната; а0 — ротор, 31 — основание
лебедочного блока расположены четырехскоростная двухбарабанная лебедка с гидравлическим тормозом, автоматом подачи и электродвигатели привода лебедки; роторный блок, в который входят ротор с индивидуальным электрическим приводом, узел механизации и А-образная буровая вышка с талевой системой. Высота вышки от стола ротора до оси кронблока равна 29 м. Два отдельных насосно-силовых блока состоят из дизелей В2-300, редуктора, синхронных генераторов и буровых насосов, смонтированных на общей раме.
Конструктивно буровая установка устроена таким образом, что питание ее двигателей легко осуществить от сети электроэнергии. При этом вместо дизелей для привода насосов устанавливают электродвигатели соответствующей мощности, не изменяя конструкции остальных узлов установки.
Буровая установка типа «Уфимец» монтируется в виде двух блоков, приспособленных для перевозки на металлических санях и на автомашине. Лебедка установки снабжена однодисковым гидравлическим тормозом, мощность которой при частоте вращения барабана лебедки 400 об/мин составляет 735,5 кВт. Для свжнчивания и развинчивания бурильных и насосно-компрессорных труб установка снабжена катушечным блоком, смонтированным на первом поясе вышки. Диаметр катушки 100 мм, частота вращения 60 об/мин, мощность электродвигателя привода 5,5 кВт. Габаритные размеры катушечного блока — 850 X 360 X 530 мм, масса блока — 140 кг.
КОНТРОЛЬНЫЕ ВОПРОСЫ К ГЛАВЕ III
1. Принципиальная схема размещения оборудования при подземном и капитальном ремонте скважин.
2. На какие группы подразделяются оборудование и инструмент, применяемые при капитальном ремонте скважин?
3. Для чего предназначены вышки и мачты и каковы основные правила их эксплуатации?
4. Какое оборудование и инструмент применяют при спуско-подъемных операциях?
5. Каковы основные правила эксплуатации лебедок и тракторных подъемников?
6. Для чего предназначена талевая система,и из каких механизмов она состоит?
7. На какие виды подразделяются талевые канаты по конструктивному исполнению? '
8. Каково назначение оттяжного ролика?
9. Как производят оснастку талевой системы?
10. Расскажите о правилах обслуживания механизмов талевой системы.
11. Какой инструмент применяют для захвата и удержания в подвешенном состоянии обсадных, бурильных и насосно-компрессорных труб?
12. Какие инструменты и механизмы применяют для свинчивания и развинчивания труб и штанг?
189
13. Назначение и устройство автомата АПР-2ВБ.
14. Назначение ротора и его основные части.
15. Для чего предназначен индивидуальный привод к ротору и катушечному валу (МК-3) и из каких основных частей он состоит?
16. Для чего предназначен вертлюг и из каких основных частей он состоит?
17. Какие типы промывочных насосов Вы знаете?
18. Для чего применяют компенсаторы и задвижки?
19. Назовите размеры и марки обсадных труб.
20. Из каких основных частей состоит колонна бурильных труб?
21. Назначение и конструкция утяжеленных бурильных труб.
22. Каково назначение переводников?
23. Какое оборудование применяют при цементировании скважин, промывке их от пробок и в целях повышения нефтеотдачи пластов (гидравлический разрыв пласта, кислотная обработка и др.)?
24. На какие основные группы подразделяются ловильные инструменты?
25. В каких случаях для ловли труб применяют труболовку, колокол и метчик?
26. Какие инструменты применяют для ловли тартального каната и каротажного кабеля?
27. Какие вспомогательные инструменты Вы знаете? Их назначение.
28. Назначение пакеров и на какие группы они делятся?
29. Какие передвижные агрегаты Вы знаете?
30. Какие буровые установки Вы знаете?
ГЛАВА IV
ТЕХНОЛОГИЯ
ПОДЗЕМНОГО РЕМОНТА СКВАЖИН
ОБЩИЙ ХАРАКТЕР РАБОТ
При эксплуатации нефтяной или газовой скважины возникают те или иные неполадки как с самими скважинами, так и с их подземным оборудованием.
Каждую действующую скважину приходится останавливать для планово-предупредительного или текущего ремонта. Простои их (перерывы в эксплуатации) всегда связаны либо с ремонтом подземного оборудования, либо с ремонтом самих скважин (их забоев, эксплуатационных колонн), а также с рядом других причин, как-то: ремонтом или заменой наземного оборудования, прекращением подачи электроэнергии, сжатого газа или воздуха и т. д.
Продолжительность простоев скважин учитывается коэффициентом эксплуатации — отношением времени их эксплуатации к общему календарному времени за год, квартал, месяц.
В промысловой практике фактическое число отработанных месяцев (дней, часов) данной скважины называют скважино-меся-цами эксплуатации, а календарное время — скважино-месяцами числившимися.
Коэффициент эксплуатации скважин колеблется в пределах 0,95—0,98.
Подземным ремонтом скважин называют комплекс работ, включающих ремонт подземного оборудования, частичную или полную замену его, очистку забоя скважины и подъемных труб от песка, парафина и других отложений, а также осуществление геолого-технических мероприятий. '
Различают два основных вида подземного ремонта скважин: текущий и капитальный. Однако в промысловой практике под термином «подземный ремонт скважин» подразумевают только текущий ремонт.
К капитальному ремонту относят более сложные работы в скважинах, связанные с ликвидацией аварий с подземным оборудованием, с изоляцией посторонних вод, с возвратом на другой продуктивный горизонт, с зарезкой и бурением второго ствола и т. п.
К текущему подземному ремонту относят планово-предупредительный (профилактический) и внеплановый ремонты.
Планово-предупредительным ремонтом нефтяных и газовых скважин называют мероприятия, осуществляемые по заранее составленному графику, предусматривающему проверку, ремонт, частичную или полную замену подземного оборудования, а также очистку забоя и труб.
Как следует из самого названия, планово-предупредительный ремонт должен проводиться еще до того, как скважина снизит дебит или прекратит подачу жидкости.
Внеплановым ремонтом называют комплекс мероприятий по устранению различных неполадок в работе подземного оборудования, происшедших в течение межремонтного периода, например таких, как: ликвидация обрыва или отвинчивания насосных штанг, смена клапанов глубинного насоса, устранение течи труб и т. д.
Под межремонтным периодом работы скважины подразумевается период фактической ее эксплуатации между двумя последовательно проводимыми текущими подземными ремонтами.
Межремонтный период работы скважины определяется делением числа скважино-дней, отработанных в квартале, на число текущих подземных ремонтов за то же время в данной скважине.
Различают плановый и фактический межремонтный периоды.
Плановый межремонтный период каждой скважины проектируют, исходя из запланированного числа планово-предупредительных ремонтов, с учетом средней продолжительности (в часах) каждого вида ремонта.
Фактический межремонтный период исчисляется, исходя из фактических планово-предупредительных и внеплановых ремонтов данной скважины.
Работники РИТСов, цехов по подземному и капитальному ремонтам скважин систематически разрабатывают и осуществляют мероприятия, способствующие максимальному удлинению межремонтного периода работы скважин и повышению коэффициента их эксплуатации, обеспечению работы на установленном технологическом режиме, качественному ремонту скважин и росту добычи нефти, при наименьших затратах.
При этом основной задачей является непрерывное совершенствование и рационализация подземного ремонта скважин, автоматизация и механизация всех трудоемких процессов.
ОСНОВНЫЕ ВИДЫ РАБОТ
Различают следующие работы текущего подземного ремонта нефтяных скважин:
1) смена насоса и его деталей;
2) ликвидация обрыва или отвинчивания насосных штанг;
3) промывка насоса;
4) смена насосно-компрессорных труб и штанг (в том числе ликвидация утечек в подъемных трубах);
192
5) изменение погружения в жидкость колонны подъемных труб;
6) чистка или промывка скважины для удаления песчаной пробки;
7) очистка подъемных труб от парафина и других отложений;
8) проверка пусковых приспособлений;
9) спуск или подъем погружных электронасосов (ЭЦН); ремонт скважин, эксплуатирующихся ЭЦН;
10) спуск или замена пакера;
11) обработка призабойной зоны скважины и другие геолого-технические мероприятия, связанные с подъемом и спуском подземного оборудования и направленные на улучшение технологического режима эксплуатации, увеличение дебита скважины и т. д.
Указанные работы по подземному ремонту скважин осуществляются либо раздельно согласно специальным графикам и техническим нарядам-заданиям, либо одновременно несколько видов ремонта за один цикл.
Так, если на забое обнаружена песчаная пробка, то при смене насоса до спуска нового, необходимо промыть скважину для удаления пробки. Одновременно возможно изменить глубину погружения насоса, проверить и очистить защитное приспособление, проверить герметичность труб и т. д.
Если при ремонте компрессорной скважины установлено, что трубы второго ряда оказались засолоненными, их следует заменить. При наличии на забое песчаной пробки, необходимо очистить скважину или промыть ее для удаления пробки. В результате может оказаться, что уровень жидкости в скважине ниже предполагаемого. Следовательно, необходимо изменить глубину погружения колонны подъемных труб. Таким образом, осуществляется несколько видов ремонта, а именно: подъем труб второго ряда; замена части труб; промывка скважины для ликвидации песчаной пробки; изменение погружения подъемных труб.
ОСНОВНЫЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ПРОЦЕССЫ ПОДЗЕМНОГО РЕМОНТА СКВАЖИН
Технологический процесс подземного ремонта скважин можно разбить на три последовательных этапа:
а) подготовительные работы;
б) спуско-подъемные операции;
в) заключительные работы.
ПОДГОТОВИТЕЛЬНЫЕ РАБОТЫ
Подготовительные работы проводят до начала ремонта скважины с целью обеспечения бесперебойной работы бригады по иод-земному ремонту скважин.
К подготовительным работам относятся:
1) проверка состояния вышки (мачты), центрирование ее по устью скважины;
13 Заказ 1428 193
2) проверка и закрепление оттяжек вышки (мачты);
3) проверка состояния кронблока;
4) доставка к скважине необходимого оборудования (труб, штанг, талевого блока, подъемного крюка, каната и т. д.);
5) укладка труб на стеллажах у скважины;
6) ремонт полов и мостков;
7) оснастка и разоснастка талевой системы;
8) доставка к скважине передвижного агрегата или подъемника, установка и крепление его на специальной площадке;
9) подвешивание подвесного ролика к поясу вышки ремонтируемой скважины, оборудованной центробежным погружным электронасосом;
10) подготовка площадки для установки кабельного барабана. Подготовка к ремонту фонтанных и компрессорных скважин заключается в следующем.
Подлежащие ремонту фонтанные и компрессорные скважины с возможными фонтанными проявлениями во избежание выбросов при спуско-подъемных операциях должны быть предварительно заглушены. 1
Для этого к затрубному (кольцевому) пространству присоединяют промывочный агрегат, с помощью которого в скважину прокачивают воду или глинистый раствор соответствующей плотности. В процессе подземного ремонта агрегат все время должен быть присоединен к затрубному пространству скважины. Так как манифольд позволяет изменять направление движения жидкости (из затрубного пространства в кольцевое и через стояк в шланг — в трубное пространство), то скважину можно заглушить любым способом, т. е. закачивать жидкость либо в трубы, либо в затрубное пространство.
До начала ремонтных работ скважины должны быть оборудованы стояком, вертлюгом и шлангом, а на/стеллажах уложено необходимое число труб соответствующих типоразмеров.
Кроме того, необходимо иметь кольцевые прокладки, изготовленные из малоуглеродистой стали, клингерита или свинца, исправные болты и шпильки, патронные ключи соответствующего размера и инструмент с медной облицовкой для безопасной сборки арматуры (в случае работы в, газовой среде). После прокачки необходимого количества жидкости, когда давление в кольцевом, затрубном пространствах и на буфере упадет до нуля, можно приступать к разборке фонтанной арматуры.
Перед разборкой арматуры «спокойной» (без фонтанных проявлений) компрессорной скважины необходимо прекратить подачу сжатого газа (воздуха) в скважину, затем постепенно выпустить газ (воздух) из кольцевого пространства, т. е. снизить давление в нем. После этого приступают к разборке арматуры: отвинчивают болты арматуры у штуцерных патрубков на выкидах и у нижнего фланца елки, с помощью специального приспособления снимают арматуру с устья скважины и отводят в угол вышки (чтобы она не
194
мешала работе бригады), оставляя подвешенной на канате в период ремонта скважины.
После снятия елки к центральной задвижке, оставленной на устье скважины, присоединяют с помощью болтов специальный фланец с подъемным патрубком, на верхний конец которого навинчивают муфту для захвата элеватором. Затем, отвинтив болты, скрепляющие переводную катушку елки с тройником (при двухрядном газовоздушном подъемнике) или с крестовиком (при однорядном подъемнике), поднимают центральную задвижку и катушку с висящими на ней трубами на высоту трубы (или двухтрубки) до тех пор, пока не покажется муфта трубы, и под эту муфту устанавливают элеватор. Отвинчивают трубу (или двухтрубку) и укладывают на мостки или спускают в шурф. В фонтанных скважинах задвижку с присоединенной к ней катушкой и двухтрубкой следует соединить с вертлюгом и шлангом. При первых признаках фонтанирования сажают переводный фланец на фланец тройника (или крестовик) и закрепляют болтами. До окончательного закрепления болтов задвижка должна быть открытой.
Сборка фонтанно-компрессорной арматуры производится в обратном порядке.
Подготовка глубиннонасосных скважин к ремонту заключается в следующем.
Останавливают станок-качалку, отсоединяют выкидную линию скважины от тройника-сальника, отсоединяют полированный шток и откидывают головку балансира, чтобы не мешать движению талевого блока и крюка при подъеме и спуске труб и штанг. Установив головку балансира в крайнее верхнее ноложение, закрепляют ее тормозом. На полированном штоке, несколько выше крышки тройника-сальника, устанавливают штанговый зажим.
После этого плавно спускают колонну насосных штанг до тех пор, пока зажим не сядет плотно на крышку тройника-сальника (следует учитывать, что после посадки зажима вся колонна насосных штанг будет подвешена на нем), отсоединяют канатную подвеску от полированного штока и разбирают оборудование на устье скважины. В зависимости от предстоящего вида ремонта и конструкции тройника-сальника способы разборки оборудования несколько видоизменяются .
Тройник-сальник несамоуплотняющейся конструкции. При замене трубного насоса тройник-сальник и выкидную линию разъединяют. Затем полированный шток приподнимают на высоту 0,5—0,6 м, тем самым освобождая тройник-сальник от зажима, опиравшегося на его крышку; отвинчивают тройник-сальник от верхней муфты устьевого фланца, закрепляют его на штанговом зажиме и поднимают колонну штанг вместе с тройником-сальником до выхода из труб переводной муфты. Под эту муфту устанавливают штанговый элеватор соответствующего размера и плавно сажают муфту на элеватор. Отвинтив верхнюю штангу вместе с тройником-сальником, осторожно укладывают ее в сторону на мостках.
13* 195
С этого момента скважина считается готовой к подъему штанг и труб.
Тройник-сальник самоуплотняющейся
конструкции. Как при подъеме насоса вставного типа, так и при подъеме плунжера трубного насоса разборка устьевого оборудования значительно упрощается. При этом выкидную линию не отсоединяют от тройника-сальника и последний с муфты планшайбы не снимают.
Рис. IV. 1. Общий вид оборудования устья насосной скважины конструкции Азинмаш
Рис. IV.2. Оборудование для подвески насосных труб с высаженными концами
Для подъема штанг, плунжера трубного насоса, а также насоса вставного типа достаточно отвинтить только головку тройника-сальника и приподнять полированный шток до выхода из него переводной муфты. После этого, надев на штангу элеватор (под переводной муфтой), устанавливают его на верхний торец тройника-сальника. Затем сажают переводную муфту на элеватор, отвинчивают полированный шток и, сняв его вместе с тройником-сальником, укладывают в стороне от устья скважины, чтобы они не мешали дальнейшей работе.
Для подвески насосных труб, направления продукции скважины в выкидную линию, герметизации устья, а также для обеспечения отбора газа из затрубного пространства на устье скважины устанавливают специальное оборудование.
Широко применяется оборудование конструкции АзИНМАШа (рис. IV.1).
196
Для подвески насосных труб с высаженными концами устье скважины оборудовано шайбой 5, патрубком 4, муфтами 1 и 3 и переводным патрубком 2 (рис. IV.2).
Шайба, наружный диаметр которой зависит от диаметра эксплуатационной колонны, имеет внутреннюю цилиндрическую резьбу для ввинчивания в нее патрубка. Наружные поверхности шайбы — гладкие, с нанесенными на них рисками. Это сделано потому, что колонные головки имеют различные конструкции фланцев: с одним или двумя выступами.
Рис. IV.3. Оборудование для подвески гладких насосных труб
Переводник на одном конце имеет резьбу, соответствующую резьбе насосно-компрессорных труб с высаженными концами, а на другом конце — резьбу, соответствующую резьбе гладких насосно-компрессорных труб. На этот конец и навинчивают муфту с тройником самоуплотняющегося сальника.
Для подвески гладких насосно-компрессорных труб (рис. IV.3) применяется шайба 1 с внутренней резьбой, в которую ввинчивают патрубок 2. На верхний конец патрубка навинчивается муфта 3, к нижнему концу которой подвешивают насосно-компрессорные трубы.
Подготовка к ремонту скважин, эксплуатирующихся центробежными погружными электронасосами. Подготовительные работы заключаются в подготовке рабочего/места у скважины, установке стоек для укладки на них насоса и электродвигателя, подвешивании подвесного ролика ко второму поясу вышки, подготовке всех вспомогательных приспособлений и инструментов для соединения отдельных частей агрегата и крепления кабеля к агрегату и насосным трубам.
Подвесной ролик служит для направления кабеля к устью скважины, облегчения операций по его спуску и подъему и недопущения перегибов кабеля.
197
Кабель с деревянных барабанов, на которых он поставляется с завода, перематывают на специальные металлические барабаны со стойками; кабель должен быть намотан на барабан ровными рядами. Кабельный барабан устанавливают у скважины так, чтобы он не мешал работам по сборке и спуску агрегата.
Погружной агрегат доставляют на скважину в разобранном виде, т. е. электродвигатель, насос и протектор доставляют раздельно, затем их собирают при спуске в скважину.
Все узлы центробежного электроагрегата перед отправкой на скважину должны быть проверены в мастерской для определения пригодности их к работе, а двигатель и протектор — заправлены маслом.
Для защиты торцевых поверхностей насоса, протектора и электродвигателя от повреждения, коррозии и попадания в них пыли и грязи при транспортировке и хранении насос, протектор и электродвигатель поставляют с завода с упаковочными крышками. Эти крышки снимают только тогда, когда насос, протектор и электродвигатель готовы для присоединения друг к другу при спуске в скважину.
СПУСКО-ПОДЪЕМНЫЕ ОПЕРАЦИИ
Спуск и подъем труб. Подземный ремонт скважин неизбежно связан с подъемом и спуском труб, а в глубиннонасосных скважинах — также и штанг. Работы по подъему и спуску труб и штанг в скважину называют спуско-подъемными операциями.
Спуско-подъемные операции являются весьма трудоемкими, в зависимости от характера подземного ремонта занимают от 40 до 85% всего времени, затрачиваемого на ремонт, т. е. фактически они определяют общую продолжительность подземного ремонта.
При спуске труб необходимо тщательно шаблонировать каждую из них. Отвинтив предохранительное кольцо, откладывают его в специальный ящик, очищают резьбу трубы щеткой от грязи и песка и смазывают графитовой смазкой. Крепить трубы необходимо до отказа. Не допускается спуск в скважину труб: дефектных, кривых, с помятой и испорченной резьбой. Во избежание задевания торцов муфт за торец эксплуатационной колонны, тройников и крестовиков следует пользоваться направляющими воронками.
Спуско-подъемные операции при ручном свинчивании и развинчивании труб производят следующим образом. Колонну спущенных в скважину труб подвешивают на крюке при помощи элеватора. Трубы поднимают и, как только появляется муфта следующей трубы, устанавливают второй элеватор и на него сажают колонну труб. Отвинчивают верхнюю трубу и укладывают ее на мостки, после чего процесс подъема труб возобновляется и операции Цо отвинчиванию труб повторяются до полного подъема их из скважины. Спускают трубы в скважину в обратном порядке.
198
При эксплуатации скважин нередко по технологическим причинам возникает необходимость в изменении глубины спуска труб. Ниже дано описание этих работ.
Допуск подъемных труб (увеличение длины спущенной в скважину колонны насосно-компрессорных труб) производится в тех случаях, когда освоение скважины ведется методом последовательного увеличения длины газовоздушного подъемника либо в случаях снижения динамического уровня в скважине, что легко заметить по постепенному падению рабочего давления. В обоих случаях величина допуска подъемных труб должна быть заранее подсчитана. Это нужно для того, чтобы скважину можно было «продавить» при максимальном давлении компрессора с учетом подъема уровня за время остановки скважины для допуска.
Допускаемые в скважину трубы должны быть заранее уложены на мостках. Диаметр и марка труб для допуска должны соответствовать диаметру и марке труб, находящихся в скважине.
До разборки арматуры длину допускаемых труб необходимо заранее замерить рулеткой и данные замера записать затем в книгу документации сква4кины.
Процесс допуска труб производится так же, как и спуск труб. Основное условие, которое необходимо соблюдать, — осуществление допуска в возможно короткие сроки (во избежание значительного подъема уровня жидкости в скважине). Если производится допуск труб второго ряда и конец их приближается к переводнику труб первого ряда (при комбинированном лифте), допуск последних труб необходимо производить медленно и осторожно.
Убавку труб (т. е. подъем некоторого числа труб) производят при необходимости ограничения отборов жидкости, подъема ее уровня в скважине либо по другим геолого-техническим причинам.
Процесс убавки труб производится так же, как и подъем труб.
Длину и число поднятых труб необходимо тщательно замерять и записывать в книгу документации скважины.
Замена труб частями или полностью производится в случаях: сильной сработанности резьбовых соединений, через которые сжатый газ (воздух) проникает в подъемные трубы, не достигнув уровня; наличия в теле труб отверстий, трещин или сильного их корродирования; отложений солей или парафина на внутренней поверхности труб, которые не поддаются очистке без извлечения труб на поверхность; необходимости изменения системы или конструкции подъемника.
Для смены подъемных труб следует к скважине заранее подвезти необходимое число труб, проверить, замерить и уложить их на стеллажах.
После подъема труб рекомендуется при помощи аппарата Яковлева проверить уровень и забой и при наличии пробки промыть скважину.
Длина колонны спускаемых новых труб должна соответствовать длине колонны труб, поднятых из скважины, если при этом по
199
геолого-техническим соображениям не предвидится изменения погружения.
Переборка труб производится обычно в тех случаях, когда по геолого-техническим причинам требуется допуск подъемных труб, а глубина спуска переводника первого ряда труб недостаточна. При этом приводится либо поднимать оба ряда труб и за счет уменьшения длины хвостовика увеличивать глубину спуска верхней части первого ряда труб и затем соответственно этой глубине допускать трубы второго ряда, либо, увеличив глубину подвески первого ряда труб (за счет верхней части их), увеличить соответственно глубину подвески труб второго ряда.
Пример. Если в скважину с эксплуатационной колонной диаметром 168 мм спущен первый ряд из 114-мм труб длиной 1800 м и 73-мм хвостовика длиной 600 м, а также второй ряд, составленный из труб диаметром 73 мм длиною 1750 м, то допуск второго ряда труб, например, на 240 м можно осуществить двумя путями:
1) поднять оба ряда труб; спустить 73-мм хвостовик длиною 350—400 м (с запасом 50 м) и верхние 114-мм трубы длиною 2000— 2250 м. Затем следует спустить второй ряд, составленный из сплошной колонны 73-мм труб длиною 1990 м;
2) поднять только второй ряд труб; после этого спустить 48-мм трубы на глубину 240 м и 73-мм трубы на глубину 1750 м.
При переборке труб необходимо соблюдать правила спуско-подъемных операций.
/О собенности спуско-подъемных операций в насосных скважинах обусловливаются необходимостью спуска насоса, защитных приспособлений, а в ряде случаев —подъема труб с жидкостью.
Спуск труб в скважины начинают со спуска насоса (если он трубного типа) или рубашки с замковой пружиной (если насос вставной).
При спуске насоса трубного типа под него предварительно ввинчивают фильтр, предохранительную сетку или газопесочный якорь (в зависимости от характеристики скважины). Затем насос захватывают трубным элеватором и, приподняв его над устьем, осторожно спускают в скважину. Посадив элеватор на предохранительную воронку, установленную на фланце эксплуатационной колонны, на верхней стяжной муфте насоса закрепляют цепной ключ.
Приподняв элеватором трубу или двухтрубку и придерживая насос цепным ключом, завинчивают трубу в муфту насоса. Затем ее вместе с насосом спускают в скважину и сажают удерживающий их элеватор на фланец эксплуатационной колонны. После этого через спущенную трубу или двухтрубку плунжер на штангах пропускают в цилиндр насоса. Убедившись, что плунжер свободно проходит в цилиндр насоса, поднимают его и, отложив на мостки, приступают к спуску всего комплекта труб, который производят в обычном порядке.
Проверка посадки плунжера после спуска первой трубы делается для того, чтобы убедиться в том, что при завинчивании ее в сгяж-
200
ную муфту насоса не произошел перекос. При наличии вставного насоса в скважину спускают не насос, а рубашку с замковой пружиной, причем проверку производят насосом, а не плунжером.
Необходимость подъема из скважин насосных труб/с жидкостью может возникнуть при наличии как трубного, так и вставного насоса. При трубном насосе эта операция производится в том случае, если заклинившийся в цилиндре насоса плунжер извлечь не удается или же не представляется возможным сорвать конус приемного клапана с посадочного узла.
При наличии насоса вставного типа эту операцию производят в том случае, когда не удается извлечь собственно насос. В этом случае, разобрав устьевое оборудование, вращая против часовой стрелки, с помощью кругового ключа отвинчивают верхнюю штангу. Отвинчивание штанг может произойти в любом месте колонны (на любой глубине). Подняв отвинченную штангу, приступают к подъему труб, наполненных жидкостью, которая, выливаясь, загрязняет рабочее место и осложняет условия работы. В таких случаях при отвинчивании трубы применяют специальное приспособление против разбрызгивания жидкости.
Таким же образом поднимают остальные трубы.
Спуск и подъем насосных штанг производят так же, как и труб. Так как вес поднимаемых штанг значительно меньше веса труб той же длины, спуско-подъемные операции со штангами производятся на больших скоростях, чем труб, и при меньшем числе оснащенных роликов талевого блока. Поднятые насосные штанги укладывают на мостках и между штангами прокладывают специальные деревянные рейки.
Укладываемые штанги должны иметь не менее шести опорных точек, равномерно распределенных по всей их длине. Провисание концов штанг или соприкосновение их с грунтом не допускается.
Каждый последующий ряд штанг должен быть выдвинут к устью скважины против предыдущего ряда на 15—20 см. Это облегчает работу во время спуска штанг обратно в скважину. Во избежание изгиба штанги при укладке на мостки или при подъеме с мостков поднимают «одиночками».
Стучать, ударять по муфте и телу штанг металлическими предметами и инструментами для расслабления резьбового соединения запрещается. Если отвинчивание штанг затруднено, то применяют штанговый ключ с удлиненной рукояткой.
Обнаруженные при подъеме из скважины дефектные штанги откладывают в сторону и по окончании ремонта убирают с мостков.
Перед спуском насосных штанг в скважину каждую/из них тщательно осматривают. Не допускается смешивание штанг, изготовленных из сталей различных марок. При спуске ступенчатой колонны строго придерживаются данных полученного наряда.
Перед свинчиванием резьбу очищают и смазывают. Резьбы соединенных штанг необходимо закреплять до отказа.
201
Насосные штанги, находящиеся в скважине, заменяют в тех случаях, когда они сильно протерлись о колонну насосных труб и не выдерживают возникающих нагрузок. После подъема отработанного комплекта штанг из скважины, в нее спускают новые штанги, резьбу которых при спуске смазывают графитовой смазкой и крепят до отказа.
Посадив плунжер (или насос, если он вставного типа) на место, заливают насосные трубы водой доверху: затем штанги поднимают вверх на 4—5 м и спускают воду из насосных труб в скважину. Вода смывает со штанг прилипшие к ним грязь и песок. После установки плунжера в цилиндре насоса (или самого насоса, если он вставного типа) заливают насосные трубы водой, регулируют общую длину колонны насосных штанг при помощи футовок (коротких штанг) и собирают устьевое оборудование и станок-качалку. Затем, убедившись, что насос нормально подает жидкость, бригада по подземному ремонту переходит на другую скважину.
После окончания ремонта скважины отработанные штанги отвозят на ремонтный пункт. Здесь после сортировки и отбраковки наиболее сохранившиеся штанги отбираются для применения их в неглубоких скважинах, где нагрузка на них невелика. Полностью износившиеся штанги забраковываются мастером по подземному ремонту скважин.
Ликвидация обрыва штанг. Обрыв или отвинчивание насосных штанг на одной и той же глубине фиксируется одинаковой формой динамограммы. После разборки станка-качалки из скважины поднимают верхнюю часть колонны насосных штанг. Если произошел их обрыв, то в насосные трубы на штангах спускают шлипс. Когда шлипс доходит до конца оборвавшихся штанг, конец их входит в воронкообразное направление шлипса и, отжимая плашки его кверху, заходит внутрь шлипса. При подъеме плашки шлипса отжимают пружину вниз и прочно захватывают за тело штанги.
После подъема оборвавшуюся штангу заменяют новой того же диаметра, изготовленной из стали той же марки, что и остальная колонна штанг. Затем спускают полный комплект штанг, собирают наземное оборудование скважины и пускают станок-качалку в эксплуатацию. Для замены дефектных или оборвавшихся штанг на мостках скважины должны всегда находиться не менее двух запасных новых штанг, соответствующего диаметра и марки стали.
Если произошло отвинчивание штанг, в насосные трубы 4ia штангах спускают штанговый ловитель (клапан для ловли штанг). После захвата клапаном конца отвинченных штанг их поднимают из скважины, соединяют и вновь спускают в трубы. В тех случаях, когда резьба отвинченных штанг имеет дефект, их заменяют новыми. Если обрыв или отвинчивание штанг произошло в нижней части колонны, поднимают всю колонну.
Ликвидация заклинивания плунжера. При заклинивании плунжера в цилиндре глубинного насоса во время работы бригада по подземному ремонту, разобрав станок-качалку
202
и устьевое оборудование, плавно подтягивает колонну насосных штанг. При этом плунжер после выхода из цилиндра насоса многократно поднимают и сажают. Если насос двухклапанный, то после выхода плунжера жидкость, заполняющая насосные трубы, сливается в скважину и промывает цилиндр насоса. Если насос трех-клапанный, то при повторных подъемах и посадках плунжера срывают нижний (приемный) клапан, вследствие чего жидкость, как и в двухклапанном насосе, из труб сливается в скважину.
Убедившись, что плунжер свободно двигается по всему цилиндру насоса и при этом не происходит заеданий, допускают плунжер до нижнего положения и заливают в насосные трубы воду. Затем вновь приподнимают штанги до полного выхода плунжера вместе с приемным клапаном из цилиндра насоса. Вода, находящаяся в насосных трубах, вновь сливается в скважину и промывает цилиндр насоса. После этого плунжер допускают до нижнего положения, вследствие чего приемный клапан садится в гнездо. Насосные трубы вновь заливают водой. Затем собирают устьевое оборудование и станок-качалку и запускают скважину в работу. Убедившись в том, что насос нормально подает жидкость, бригада по подземному ремонту переходит на очередную скважину.
В тех случаях, когда плунжер сильно заклинило и при подтягивании штанг вверх он остается неподвижным, при помощи кругового штангового ключа отвинчивают штанги и поднимают их по частям поочередно с насосными трубами. Как только при подъеме насосных труб покажется конец штанг, отвинчивают оставшуюся колонну штанг и поднимают их, а затем поднимают колонну насосных труб до тех пор, пока вновь не появится конец штанг. Таким образом, поочередно поднимая штанги и трубы частями, извлекают из скважины глубинный насос с заклиненным плунжером. После этого в скважину спускают новый насос.
При заклиненном плунжере трубы приходится поднимать заполненными жидкостью. Заклинивание плунжера в цилиндре насоса можно предотвратить, проводя комплекс мероприятий: подбор диаметра насосных труб в соответствии с диаметром насоса; применение защитных приспособлений; создание соответствующих скоростей движения жидкости в подъемных трубах, недопущение загрязнения штанг на мостках скважины, промывка колонны штанг после спуска их в трубы.
При заклинивании плунжера в цилиндре вставного насоса штанги плавно подтягивают вверх. Если плунжер сильно заклинило, то при натяжке колонны насосных штанг глубинный насос выходит из замковой пружины и его вместе со штангами извлекают из скважины. Затем в скважину спускают новый насос. После этого насосные трубы заливают водой, собирают устьевое оборудование и станок-качалку и пускают скважину в работу.
Убедившись в том, что насос нормально подает жидкость, бригада по подземному ремонту переходит на очередную скважину. При заклинивании плунжера вставного насоса трубы извлекать из скважины
203
не приходится (насос поднимают на штангах). Поэтому обычно расхаживание плунжера не производят, а лишь плавно поднимают штанги вместе с насосом и заменяют его.
Допуск и уменьшение общей длины колонны насосных труб и штанг. Увеличение глубины спуска (подвески) глубинного насоса в основном обусловливается результатами динамометрирования и исследования, проведенного в процессе эксплуатации скважины. Изменять глубину подвески насоса (допуск) можно в широких пределах — от нескольких метров до нескольких десятков метров, но, как показала практика эксплуатации, более чем на 50 м увеличивать ее в один прием нерационально.
При увеличении подвески насоса вначале из скважины извлекают штанги (с плунжером, если насос трубного типа, или с насосом, если насос вставного типа), а затем уже наращивают колонну заранее подготовленными трубами, изготовленными из стали той же марки, что и трубы, спущенные в скважину. После посадки колонны насосных труб на планшайбу, спускают поднятые из скважины штанги с плунжером (или насосом, если насос вставного типа), а затем наращивают дополнительное число штанг того же диаметра и из той же марки стали, что и остальные штанги. Как только плунжер (или насос, если он вставного типа) сядет на место, насосные трубы заливают водой, а затем устанавливают правильное положение плунжера в цилиндре насоса (т. е. производят посадку). Посадка обычно считается нормальной, когда при самом нижнем положении головки балансира станка-качалки нижний конец плунжера удален от верхней точки узла приемного клапана на 150 мм.
Для удобства составления колонны насосных штанг строго определенной длины применяют короткие штанги (футовки). После сборки устьевого оборудования и соединения полированного штока с канатной подвеской станок-качалку пускают в работу. Правильное положение плунжера в цилиндре насоса в процессе последующей работы скважины контролируется системой ЧТП, т. е. с помощью автоматического дистанционного динамометрирования. По динамо-граммам определяют соответствующие изменения этого положения.
При необходимости уменьшения подвески насоса (общей длины колонны насосных труб) вначале поднимают штанги с плунжером (или с насосом, если он вставного типа), а затем убавляют (приподнимают) заранее рассчитанное число труб. После убавки труб и посадки оставшейся колонны с планшайбой на устьевой фланец в скважину спускают штанги с плунжером (или с насосом, если он вставного типа) до тех пор, пока плунжер (или вставной насос) не сядет на место. Затем заливают водой трубы, спущенные в скважину, и устанавливают правильное положение плунжера в цилиндре насоса. Подбор необходимой длины колонны насосных штанг регулируется с помощью укороченных штанг. После свинчивания колонны штанг с полированным штоком и сборки устьевого оборудования, а также станка-качалки скважину пускают в работу. Убедившись, что насос
204
работает нормально и подает жидкость, бригада переходит к очередной скважине.
Спуско-подъемные операции в наклонных скважинах производят обычным путем. Во избежание задевания торцами муфт насосных труб за стыки труб, составляющих эксплуатационную колонну, муфты насосных труб имеют сферические фаски. Чтобы убедиться в отсутствии прихвата насосных труб ^эксплуатационной колонне, перед подъемом их из скважины рекомендуется пользоваться индикатором веса.
Для уменьшения трения муфт насосных штанг о трубы в наклонных скважинах применяют роликовые муфты, а также закаленные муфты со шлифованной поверхностью, так как обычные муфты вследствие кривизны эксплуатационной колонны, а следовательно, и кривизны расположения насосных труб, спущенных в скважину, быстро истираются о стенки труб и выходят из строя. При этом обычные муфты, истираясь сами, одновременно истирают и насосные трубы, выводя их из строя.
Роликовая муфта — удлиненная, с резьбой насосных штанг. В теле ее прорезаны 3—4 щели, в которых установлены ролики, вращающиеся на осях, закрепленных в теле муфты. При работе станка-качалки ролики катаются по трубе, уменьшая трение. Закаленные муфты со шлифованной поверхностью вследствие высокой твердости материала и гладкой поверхности хорошо сопротивляются износу и предохраняют от износа трубы, так как заглаживая более мягкую сталь труб, муфты скользят по ним, почти не разрушая их стенок.
Спуско-подъемные операции в скважинах, эксплуатирующихся бесштанговыми центробежными электронасосами. Насосный агрегат (насос, электродвигатель, протектор) с кабелем спускают в скважину на насосно-компрессорных трубах. До этого специальным шаблоном, диаметр которого на 2—3 мм больше максимального размера (диаметра) погружного агрегата, проверяют состояние эксплуатационной колонны от устья до глубины спуска агрегата.
Спуск агрегата в скважину выполняют в следующем порядке. На головке электродвигателя закрепляют специальный хомут и при помощи штропов, подвешенных на крюке талевой системы, поднимают электродвигатель с мостков и опускают в скважину до посадки хомута на фланец эксплуатационной колонны. Затем закрепляют хомут на протекторе (под его головкой), поднимают протектор с мостков и удерживают его в подвешенном состоянии над скважиной. Снимают нижнюю/упаковочную крышку с протектора, протирают его опорный флайец и проверяют вращение вала. Снимают с головки электродвигателя упаковочную крышку, проверяют вращение вала двигателя, и на фланец его головки устанавливают свинцовую прокладку. Затем валы протектора и электродвигателя соединяют шлицевой муфтой, которая должна свободно заходить на оба вала. Головку электродвигателя соединяют с фланцем протектора при помощи шпилек.
205
Соединив протектор с электродвигателем, приподнимают агрегат; снимают хомут с головки электродвигателя и спускают его в скважину до посадки хомута, закрепленного на протекторе, на фланец эксплуатационной колонны. Затем протирают головку протектора, снимают с него верхнюю упаковочную крышку и проверяют специальным ключом вращение сочлененных валов протектора и электродвигателя. После этого, для предохранения протектора от попадания грязи надевают его упаковочную крышку на шпильки (не укрепляя крышку гайками), электродвигатель с протектором поднимают из скважины до появления над фланцем эксплуатационной колонны упаковочной крышки кабельного ввода и присоединяют кабельный ввод к проводам электродвигателя.
Головку электродвигателя в месте кабельного ввода промывают бензином или соляровым маслом и насухо протирают. Снимают упаковочную крышку кабельного ввода и проверяют сопротивление изоляции провода электродвигателя и кабеля, присоединяют кабельный ввод к выводным концам провода электродвигателя и изолируют соединения. Перед присоединением кабельного ввода в горловину электродвигателя следует положить свинцовую прокладку. Закончив работу по изоляции соединений концов кабеля и проводов электродвигателя, замеряют сопротивление изоляции и выводные концы проводов электродвигателя вводят в полость его головки. Надевают упаковочную крышку кабельного ввода и слегка затягивают ее на шпильках. После этого через обратный клапан электродвигателя доливают жидкое масло, а в нижней камере протектора вывинчивают пробку для выпуска воздуха. Доливают /масло, пока оно не начнет переливаться через отверстие для выпуска воздуха, закрывают отверстие в протекторе пробкой, уплотняют упаковочную крышку кабельного ввода, затягивая гайки на шпильках до отказа и спускают электродвигатель в скважину до посадки хомута на фланец эксплуатационной колонны.
Через станцию управления и трансформатор кабель электродвигателя подсоединяют к электросети и включают двигатель на 5—10 с. (При правильной сборке электродвигатель свободно запускается.) Затем в головку насоса ввинчивают переводной патрубок длиной 1,2 м под насосные трубы. На нижний конец этого патрубка навинчен обратный клапан, а на верхний — спускной клапан. На переводной патрубок надевают элеватор, при помощи талевой системы поднимают насос с мостков и удерживают его в подвешенном состоянии над устьем скважины. Протирают тряпкой основание насоса, снимают упаковочную крышку и проверяют вращение вала насоса. Снимают упаковочную крышку протектора, на его торец кладут прокладку и затем скрепляют шпильками фланец насоса с головкой протектора, приподнимают агрегат и заливают в протектор масло.
После этого через станцию управления и трансформатор вновь подсоединяют кабель электродвигателя к сети и включают двигатель на 5—10 с для проверки правильности сборки агрегата. Если сборка произведена правильно, агрегат запускается свободно.
206
Затем при помощи поясов закрепляют плоский кабель на протекторе и на насосе. Несколько выше насоса плоский кабель заменяют круглым. В месте сращивания плоского кабеля с круглым устанавливают с каждой стороны по два пояса. После этого спускают в скважину насосные трубы с агрегатом. Кабель прикрепляют к трубам поясами с пряжками. Пояс а затягивают специальнымиплоскогубцами.
При завинчивании труб и креплении кабеля во избежание его закручивания вокруг труб по винтовой линии, что может привести к повреждению кабеля и к аварии, категорически запрещается вращать колонну насосных труб.
По окончании спуска колонну насосных /груб заливают водой или нефтью до самого устья и подвешивают ее/ сажая последнюю муфту насосной трубы на специальную планшайбу, посаженную на фланец эксплуатационной колонны. Затем на подвесную шайбу устанавливают еще одну шайбу и скрепляют ее болтами с фланцем эксплуатационной колонны.
После этого на устье скважины устанавливают соответствующую арматуру, производят ее обвязку, замеряют сопротивление изоляции и после пробного запуска установки пускают ее в эксплуатацию.
Подъем агрегата из скважины. До начала работ по подъему агрегата из скважины отключают электролинию и отсоединяют кабель от электросети. Затем отсоединяют выкидную линию от арматуры, установленной на устье скважины, снимают арматуру и через спускной клапан, установленный над насосом, спускают жидкость из колонны насосных труб. Отверстие в спускном клапане вскрывают при помощи металлического стержня диаметром 35 мм и длиной 65 мм, сбрасываемого в трубы. Стержень, ударяясь о штуцер, отламывает его в месте надреза, открывает отверстие в спускном клапане, и жидкость вытекает из труб в эксплуатационную колонну.
После удаления жидкости из насосных труб в муфту насосной трубы, подвешенной на подвесной шайбе, ввинчивают подъемный патрубок длиной 1,2 м, имеющий на одном конце резьбу, а на другом муфту для захвата элеватором; затем поднимают насосные трубы с кабелем. При подъеме труб снимают пояса, освобождая кабель. Пояса необходимо сохранять, так как они могут быть использованы несколько раз. При подъеме труб кабель равномерно наматывают на барабан.
Агрегат поднимают из скважины при помощи хомутов в порядке, обратном спуску.
Вращение барабана при наматывании и разматывании кабеля вручную является трудоемкой работой. Для механизации этих работ применяют специальные приспособления различных конструкций.
Механизация спуско-подъемных операций. За последние годы работы по подземному ремонту скважин значительно механизированы. Созданы механизмы, приспособления и инструменты, облегчающие труд рабочих и ускоряющие спуско-подъемные операции. К ним относятся автоматы для свинчивания и развинчивания труб и насосных штанг.
207
Для свинчивания и развинчивания труб применяют автомат АПР-2ВБ (см. рис. II 1.11).
Работы по подъему труб с автоматом производят в следующей последовательности. Оператор подает к устью скважины подвешенный на крюке элеватор, надевает на трубу, удерживаемую спай-дером автомата, и захлопывает створку элеватора. Тракторист поднимает колонну до выхода следующей муфты; при этом муфта должна быть поднята на высоту, достаточную лишь для подкладывания вилки. Оператор подкладывает вилку, и тракторист опускает колонну труб; колонна удерживается клиновым захватом. После этого вытаскивают вилку. Оператор устанавливает стопорный ключ на муфту трубы, заклиненной плашками клинового захвата (при подъеме последних 8—10 труб), надевает трубный ключ и ручкой переключателя включает автомат на развинчивание труб. После полного отвинчивания трубы и снятия ключа тракторист поднимает трубу и затем опускает ее; оператор, удерживая трубу за нижний конец, передает ее помощнику оператора и снимает стопорный ключ (при подъеме последних 8—10 труб). Помощник оператора отводит трубу и укладывает ее на мостки. Оператор снимает с трубы элеватор и подает его опять к автомату, после чего операции повторяются.
При спуске труб, работая с автоматом, не пользуются подкладной вилкой, так как ее функции выполняет элеватор.
Работы ведут в следующем порядке. Оператор и его помощник оттягивают элеватор, подвешенный на крюке, в сторону мостков. Оператор надевает элеватор на трубу, захлопывает створку элеватора на защелку, поворачивает элеватор створкой кверху. Тракторист поднимает трубу с мостков и помощник оператора, придерживая трубу рукой или железным крючком для защиты от удара об устье скважины, передает ее оператору. Оператор, приняв трубу, очищает резьбу металлической щеткой, направляет конец трубы в муфту трубы, опущенной в скважину; помощник оператора устанавливает (при спуске первых 8—40 труб) стопорный ключ на муфту трубы, зажатой клиновым захватом, оператор надевает ключ на трубу и, зарядив его, ручкой переключателя включает автомат на свинчивание. После свинчивания труб он переключает автомат на обратный ход для отжатия сухаря трубного ключа, выключает автомат и снимает трубный ключ, а затем стопорный ключ. Тракторист приподнимает колонну для расклинивания ее от автоматического клинового захвата и затем спускает трубы в скважину и плавно сажает элеватор, загруженный колонной труб, на подвеску автоматического клинового захвата. Оператор открывает элеватор, снимает его с трубы. Далее операции повторяются.
Для механизации и частичной автоматизации работ по спуску и подъему центробежных погружных электронасосов разработан специальный автомат АПР-2ЭПН, представляющий собой сочетание автомата АПР-2 с автоматической приставкой, оснащенной автоматическим центрирующим устройством и системой съема и надевания хомутов.
208
Автомат АПР-2ЭПН позволяет механизировать свинчивание и развинчивание насосно-компрессорных труб условным диаметром от 48 до 114 мм и надевание хомутов для крепления токонесущего кабеля (диаметром 27,5; 29,3; 32,1 и 34,7 мм) к колонне труб при ее спуске в скважину, а также захватывание, удержание, освобождение и центрирование колонны труб, выдачу кабеля и снятие хомутов, крепящих кабель при подъеме электронасоса.
Е
Рис. IV.4. Автоматический ключ АШК-М
Для свинчивания и развинчивания штанг применяют автоматические штанговые ключи АШК-М (рис. IV.4), МШК или ЩШТК-16-60. Работа с каждым из указанных ключей может выполняться одним человеком.
Насосные трубы и штанги на мостки скважин укладывают только рядами. Не следует укладывать трубы на штанги или наоборот, так как штанги могут погнуться и при последующей работе в скважине быстро выйдут из строя. Помещать какие-либо тяжести на уложенные штанги или же ходить по ним не разрешается. Штанги укладывают на мостки в таком порядке, чтобы при
14 Заказ 1428
209
спуске в скважину было наиболее удобно производить захват их элеватором.
Как трубы, так и штанги должны иметь однотипную нарезку. Резьбу проверяют резьбомером или калибром. Спуск штанг в скважину следует производить посортно, соединяя их при помощи специальных переводных патрубков с тщательно нарезанной резьбой на обоих концах (соответственно). Для предохранения резьбы от повреждений последняя должна быть защищена ниппелем или предохранительным кольцом. Для перехода от одного диаметра штанг к другому также необходимо применять специальные переводники.
ЗАКЛЮЧИТЕЛЬНЫЕ РАБОТЫ
Заключительные работы по окончании подземного ремонта скважины состоят в сборке ее устьевого оборудования. На глубинно-насосной скважине это делается следующим образом. Собирают тройник-сальник, соединяют полированный шток с головкой балансира станка-качалки при помощи канатной подвески; на фонтанной, компрессорной скважинах и скважинах, эксплуатирующихся погружными центробежными электронасосами, собирают устьевую арматуру. Эти работы были рассмотрены в предыдущих разделах при описании подготовки скважин к подземному ремонту.
По окончании ремонта скважины бригада разбирает талевую систему (снимает талевый блок и подъемный крюк), отвязывает ходовой конец талевого каната с барабана подъемника, собирает инструмент, укладывает его на тележку для перевозки инструмента и переходит к другой скважине.
ЛИКВИДАЦИЯ ПЕСЧАНЫХ ПРОБОК
При эксплуатации пластов, сложенных рыхлыми, слабо сцементированными породами (особенно песками), происходит разрушение призабойной зоны. В этом случае жидкость и газ при движении по пласту увлекают в скважину некоторое (в ряде случаев весьма значительное) количество песка. Если скорость жидкости недостаточна для подъема песчинок, то они постепенно осаждаются на забое, скапливаются, образуя столб песка (пробку), частично или полностью перекрывающий фильтр скважины, прекращая доступ жидкости из пласта. Иногда мощность песчаной пробки достигает нескольких десятков и даже сотен метров. Для возобновления нормальной эксплуатации скважины необходимо очистить забой от скопившегося песка.
Ликвидацию песчаных пробок производят очисткой скважины с помощью желонки, продувкой воздухом или промывкой жидкостью.
Очистку скважин с помощью желонки обычно применяют при небольшой мощности пробки в неглубоких, чисто нефтяных (безводных) скважинах, эксплуатирующих залежи с низким пластовым давлением.
210
Перед очисткой скважины с помощью аппарата Яковлева определяют мощность песчаной пробки.
Желонку спускают в скважину на тартальном канате. Когда до пробки остается 10—15 м, тракторист отпускает тормоз лебедки и желонка под действием силы тяжести ударяется о песчаную пробку. При этом клапан ее открывается и некоторое количество песка и жидкости проникает в желонку.
Для большего наполнения желонку несколько раз слегка ударяют о пробку, затем поднимают. Для опорожнения, желонку опускают на пол буровой, при этом клапан открывается и песок с жидкостью выливается.
Желонки выпускают двух видов: поршневые и автоматические.
Автоматическая желонка (рис. IV.5) состоит из верхней и нижней частей. Верхняя часть может телескопически надвигаться на нижнюю в пределах длины канавки, выточенной по наружной поверхности песочной камеры. Конусный клапан 1 делит внутренние полости желонки на две камеры: верхнюю воздушную 2 и нижнюю песочную 3, удерживаемую шариками 10. В нижней части песочной камеры помещается клапан4, открывающийся внутрь. При погружении желонки в жидкость этот клапан открывается и песочная камера заполняется жидкостью. Конусным клапаном 1 воздушная камера герметически разобщена от песочной камеры и давление в ней остается равным атмосферному. Давление в песочной камере недостаточно для того, чтобы приподнять конусный клапан 1, так как он уравновешен давлением воздуха, находящегося в стакане 6 и сжатого жидкостью, заполняющей песочную камеру. Диаметры седла в верхней части клапана обеспечивают почти одинаковое давление сверху и снизу
14*
-3
Рис. IV.5. Автоматическая желонка
211
на клапан, который прижимается к седлу только под действием пружины 7.
При достижении желонкой песчаной пробки воздушная камера надвигается на нижнюю часть, сжимая пружину 8 до тех пор, пока хвостовик конусного клапана не упрется в ударник 9. Жидкость, находящаяся в песочной камере, под давлением столба жидкости над желонкой устремляется в воздушную камеру, а песочная камера заполняется песчаной пробкой.
Во время подъема желонки верхняя камера приподнимается относительно нижней, конусный клапан садится на седло и обе камеры вновь разобщаются. По мере подъема желонки вверх давление в верхней камере, заполненной жидкостью с сжатым воздухом, будет уже больше, чем давление в нижней камере. В верхней части воздушной камеры во избежание слишком большого давления внутри нее установлен клапан 5, отрегулированный сжатием пружины на разницу давления внутри камеры и вне ее на (4—5кгс/см2). Извлеченную на поверхность желонку устанавливают на специальный башмак, поворачивают заслонку и, ослабив канат, дают возможность воздушной камере опуститься, пока хвостовик клапана не упрется в ударник. Тогда жидкость с песком под давлением воздуха выжимается через боковое отверстие.
Промывка скважин
Сущность промывки состоит в размыве и выносе пробки на поверхность промывочной жидкостью (нефтью, водой и т. д.).
Применяют следующие способы промывок: прямую, обратную и комбинированную.
При прямой промывке жидкость нагнетают в промывочные трубы, а размытый песок выносится на поверхность по кольцевому (межтрубному) пространству между промывочными трубами и эксплуатационной колонной; при обратной промывке промывочную жидкость нагнетают в кольцевое пространство, а размытый песок движется но промывочным трубам. Комбинированная промывка представляет собой сочетание этих двух способов, а именно: размыв пробки происходит так же, как и при прямой промывке, а размытый песок выносится на поверхность, как при обратной промывке.
Скорость и эффективность промывки зависят от качества промывочной жидкости, выбранного способа промывки, диаметра эксплуатационной колонны и промывочных труб, характера самой пробки и т. д.
В качестве жидкости для ликвидации песчаных пробок применяют нефть, воду и глинистый раствор: нефть для промывки чисто нефтяных скважин, воду — как чисто нефтяных (если пласт не поглощает), так и скважин, дающих вместе с нефтью воду. Глинистый раствор закачивают в фонтанные скважины, где пластовое давление превышает гидростатическое. При использовании нефти и глинистою раствора в качестве промывочной жидкости необходимо
212
иметь специальную желобную систему и отстойники для очистки этих жидкостей от выносимого из скважины песка.
При прямой промывке жидкость нагнетают насоеом через стояк, промывочный шланг и вертлюг в трубы. Восходящий поток вместе с размытой пробкой поднимается по межтрубному пространству на дневную поверхность.
По мере размыва и выноса пробки промывочные трубы медленно опускают, пока вертлюг не дойдет до устья. После этого продолжают нагнетать жидкость, пока размытая пробка не будет поднята до устья скважины, т. е. до чистой воды. Затем наращивают новую трубу и продолжают промывку скважины.
Для повышения эффективности прямой промывки применяют ряд приспособлений, усиливающих разрушительное действие струи пре-мывочной жидкости (мундштук-перо, фреза, фрезер Мельникова, карандашный мундштук, бросовый наконечник и др.).
Основные преимущества прямой промывки: лучший размыв пробки жидкостью, выходящей из башмака промывочных труб, возможность применения на конце промывочных труб различных насадок для усиления размывающей способности струи жидкости.
Основные недостатки этого способа промывки: низкая скорость восходящей струи жидкости, вследствие чего размытый песок медленно поднимается вверх: при большом диаметре эксплуатационной колонны скорость восходящего потока может оказаться недостаточной для выноса крупных частиц песка; необходимость промывки скважины до чистой воды перед каждым наращиванием труб (во избежание их прихвата вследствие оседания песка); неизбежность перерывов в процессе промывки скважины перед каждым наращиванием труб, при этом перерывы являются более длительными, чем при обратной промывке.
При обратной промывке жидкость с размытым песком поднимается по промывочным трубам, благодаря чему достигаются большие скорости восходящего потока, обеспечивается вынос на поверхность более крупных фракций песка и, следователь™, ускоряется процесс промывки.
При обратной промывке для герметизации устья скважины применяют сальник для обратной промывки скважин (рис. IV.6). Он состоит из корпуса 8, изготовленного из металлического патрубка, к которому приварен отвод 9 для присоединения выкидной линии промывочного агрегата. Внутри корпуса приварен конус 7, заклинивающий резиновое уплотнение 6. На верхнюю часть корпуса навинчена гайка 1 с ручками 2 для зажатия резинового уплотнения и для посадки на нее колонны промывочных труб с элеватором при наращивании очередной трубы. Шпилька 4, шайба 5 и кольцо 3 вместе с резиновым уплотнением изготавливаются как одно целое в специальной прессформе.
В нижней части корпуса имеется фланец 10, с помощью которого сальник крепится на устье скважины.
Сальник для обратной промывки скважин действует подобно самоуплотняющемуся поршню. Давление промывочной жидкости распирает резиновое уплотнение и тем самым герметизирует кольцевое пространство.
Во избежание загрязнения рабочего места, обливания рабочих струей промывочной жидкости, выходящей на поверхность, применяют головку для отвода жидкости.
Основными преимуществами обратного способа промывки являются: большая скорость восходящего потока жидкости, что почти полностью устраняет возможность прихвата труб; кратковременность перерывов в процессе промывки перед каждым наращиванием труб.
Рис. IV.6. Сальник для обратной промывки
Рис. IV.7. Промывочное устройство ПУ-1
Недостатками этого способа промывки являются: меньшая интенсивность размыва пробки; относительно высокое избыточное давление на забое скважины в связи с высокой скоростью восходящего потока жидкости в трубах, что при низких пластовых давлениях приводит к проникновению в пласт больших объемов промывочной жидкости; невозможность полного вскрытия фильтра в скважинах, поглощающих промывочную жидкость; невозможность при-
214
менения насадок, а следовательно, и промывки скважины от плотных песчаных пробок.
В таких случаях рекомендуется применять комбинированную промывку.
После выноса песка скважину промывают до полной ликвидации пробки.
При комбинированном способе промывки используют также промывочное устройство ПУ-1 инж. Б. И. Арутюнова.
Промывочное устройство ПУ-1-168 (рис. IV.7) состоит из циркуляционной муфты 1 с продольными и поперечными отверстиями для направления жидкости из кольцевого пространства (над резиновой манжетой) в трубы и обратно из кольцевого пространства (под резиновой манжетой) в промывочные трубы.
На нижний конец циркуляционной муфты навинчивают переводник для присоединения промывочного устройства к трубам. В верхний конец циркуляционной муфты навинчивают корпус 2, в котором просверлены несколько отверстий. Снаружи на корпус надета резиновая самоуплотняющаяся манжета 3, которая удерживается распорным кольцом 4 и зажимной гайкой 5. На верхний конец корпуса навинчивают спецмуфту 6. В середине циркуляционной муфты имеется гнездо, в резьбу которого ввинчивают нижний конец внутреннего патрубка 7. Верхний конец этого патрубка снаружи герметизируется сальниковой набивкой 8 и грундбуксой 9. Этим исключается возможность прохода жидкости через соединение внутреннего патрубка со спецмуфтой.
Работы с промывочным устройством ПУ-1 ведут в следующем порядке. В скважину спускают промывочные трубы, затем к ним присоединяют это устройство, в верхний конец которого ввинчивают наращиваемую трубу или двухтрубку и спускают в скважину. Башмак промывочных труб должен находиться на 15—20 м выше пробки. Для отвода жидкости, выходящей из колонны промывочных труб, пользуются также отводной головкой. На устье устанавливают сальник для обратной промывки и через его отвод закачивают промывочную жидкость в затрубное пространство. Вследствие перекрытия межтрубного пространства манжетой 3 жидкость через отверстия в корпусе 2 и продольные каналы циркуляционной муфты 1 подается по трубам к забою скважины (пробке). Смесь размытой пробки и жидкости поднимается по затрубному пространству до циркуляционной муфты и, проходя через ее поперечные каналы и патрубок 7, поступает в промывочные трубы, а затем выносится на поверхность.
По окончании размыва пробки на длину наращенной трубы, элеватор, загруженный колонной промывочных труб, сажают на сальник и закачивают 1—2 м3 жидкости (для подъема размытой пробки на безопасную высоту). Затем наращивают новую трубу. Такие операции повторяются в зависимости от мощности пробки. По окончании промывки снимают с устья скважины сальник, поднимают трубы с промывочным устройством.
215
Перед спуском ПУ-1 в скважину необходимо проверить: надежность крепления резьбовых соединений специальной муфты с корпусом; корпуса с циркуляционной муфтой; трубного переводника с циркуляционной муфтой; сообщаемость через продольные отверстия (для этого наливают воду в циркуляционную муфту, вода должна пройти через продольные отверстия циркуляционной муфты и выйти через отверстия корпуса промывочного устройства); сообщаемость через поперечные отверстия (для этого наливают воду в патрубок, вода должна выйти через поперечные — боковые — отверстия циркуляционной муфты); состояние резиновой манжеты, которая должна быть хорошо закреплена зажимной гайкой и своей внутренней поверхностью должна плотно прилегать к корпусу, а нижней поверхностью входить в кольцевую посадочную канавку. Перед спуском ПУ-1 в скважину необходимо резиновую манжету смазать тавотом.
ЛИКВИДАЦИЯ ПЕСЧАНЫХ ПРОБОК В СКВАЖИНАХ, ПОГЛОЩАЮЩИХ ЖИДКОСТЬ
В скважинах с низким пластовым давлением при промывке фильтровой зоны часто происходит сильное поглощение промывочной жидкости, в результате чего значительно снижается дебит.
Последствия проникновения промывочных вод в пласт в обводненных скважинах отличны от последствий воздействия этих вод на чисто нефтяные скважины с низким пластовым давлением. Общим для скважин этих двух категорий является невозможность полностью очистить от пробки фильтровую часть эксплуатационной колонны рассмотренными способами промывки.
Дело в том, что в процессе промывки при вскрытии верхних отверстий фильтра иногда циркуляция промывочной жидкости прекращается, т. е. вся нагнетаемая в скважину вода уходит в пласт. Песок, находящийся во взвешенном состоянии в жидкости, не выносится на дневную поверхность. По окончании промывки он снова выпадает на забой и перекрывает большую часть фильтра.
При промывке чисто нефтяной скважины водой в первый период ее эксплуатации дебит нефти резко снижается, а в некоторых случаях скважина в течение нескольких суток подает лишь воду. Затем в струе жидкости начинает появляться нефть в виде пленки.
Нередки случаи, когда в скважине даже после повторной промывки не получают положительного результата. На дневную поверхность выносится песок, осевший выше верхних отверстий фильтра эксплуатационной колонны. Это неблагоприятно отражается на последующей эксплуатации скважин.
Для предотвращения ухода промывочной жидкости в пласт и ликвидации песчаных пробок в скважинах с низким пластовым давлением применяют методы, исключающие поглощение пластом
216
воды; с помощью желонки, продувкой воздухом или промывкой аэрированной жидкостью с добавками ПАВ и др.
Очистка скважины сжатым воздухом. Сущность этого метода состоит в том, что сжатый воздух подается на забой по кольцевому пространству, разрыхляет пробку и выносит ее на поверхность вместе с находящейся в скважине жидкостью.
Устье скважины оборудуют по схеме, применяемой при обратной промывке с использованием промывочной головки для отвода жидкости из труб 2 i
(рис. IV.8). |Т
К отводу 3 сальника 1 '
присоединяют воздухоподво-дящую линию 4, на которой установлен манометр 5 для определения продавочного и рабочего даления. Подачу сжатого воздуха регулируют вентилем 6, а расход— по показаниям расходомера, установленного в воздухораспределительной будке.
Для ликвидации * пробок в глубиннонасосных скважинах можно исполь-
Рис. IV.8. Схема оборудования устья скважины для очистки ее от песчаной пробки сжатым воздухом
зовать насосные трубы после подъема вставного насоса или плунжера трубного насоса.
Очистку скважины для удаления песчаной пробки сжатым воздухом осуществляют следующим образом. Жидкость, находящуюся в скважине, вытесняют нагнетанием воздуха в кольцевое пространство между эксплуатационной колонной и промывочными трубами. В зависимости от высоты столба жидкости и мощности компрессоров выдавливание жидкости производят отдельными порциями. Для прекращения подачи воздуха закрывают вентиль 6 во время наращивания труб.
Снижая уровень жидкости (выдавливая ее), трубы доводят до пробки и продолжают нагнетать воздух, наблюдая при этом за рабочим давлением. Трубы с предварительно навинченной на их конце насадкой (фрезером, мундштуком и т. п.) постепенно входят в пробку. Для предупреждения закупорки входного отверстия на расстоянии 10—15 см от конца насадки по окружности прорезают 4—6 щелей, каждая длиной 5 см.
Постепенно вскрывая фильтр, доводят конец промывочных труб до забоя. Прекратив нагнетание воздуха в скважину, приступают к подъему труб, не снимая давления в " кольцевом пространстве.
В глубиннонасосной скважине трубы обычно поднимают до глубины подвески насоса и только после этого плавно снижают давление в скважине.
317
Промывка скважин аэрированной жидкостью с добавками поверхностно-активных веществ (ПАВ). Этим способом пользуются при промывке скважин с низким пластовым давлением, эксплуатация которых осложнена частыми пробкообразованиями, а ликвидация пробок связана с поглощением пластом промывочной воды. В таких скважинах для размыва пробки, уменьшения плотности промывочной воды и гидростатического давления на забой, а следовательно, для уменьшения поглощения пластом промывочной воды, применяют водовоздушную смесь (аэрированную жидкость) с добавкой ПАВ.
Поверхностно-активные вещества применяют для снижения поверхностного натяжения на границе нефть—вода.
Добавка ПАВ к жесткой воде (например, морской) способствует снижению ее поверхностного натяжения на границе нефть—вода и быстрому и почти полному удалению этой воды из призабойной зоны при освоении скважины после ее промывки.
При проникновении жесткой воды в пласт в процессе промывки скважины, вода оттесняет нефть из призабойной зоны вглубь пласта. В результате этого часть порового пространства оказывается занятой водой и проницаемость для нефти резко ухудшается. Поэтому нефть при движении к забою во время освоения скважины встречает огромные сопротивления.
Проникшая в нефтяной пласт вода полностью не вытесняется, часть ее остается в призабойной зоне, снижая тем самым дебит скважины.
В качестве добавок применяют различные ПАВ: сульфанол, сульфонатриевые соли, неионогенные деэмульгаторы и др.
Схема оборудования и обвязки устья скважины при промывке ее аэрированной жидкостью показана на рис. IV.9.
В скважину спускают промывочные трубы 10, башмак которых устанавливают на 10—15 м выше уровня песчаной пробки 12. Верхнюю трубу, присоединенную к вертлюгу, оборудуют обратным клапаном 9. Обратные клапаны 4 устанавливают также на линии для подачи воздуха и воды в аэратор 5. Устье скважины герметизируют сальником 8.
Вода, обработанная ПАВ, с помощью насоса промывочного агрегата 13 поступает в аэратор 5, куда одновременно нагнетается воздух по линии 1 из ГВРБ или от передвижного компрессора. Выкид аэратора соединяют с промывочным шлангом. Контроль и регулирование процесса промывки осуществляют с помощью вентиля 3, расходомера 2, манометра 7 и отвода 6, который служит для разрядки (снятия давления) линии нагнетания при наращивании труб. Размытая пробка выносится на поверхность по межтрубному пространству, поступает в линию 11, через которую отводится на дневную поверхность.
Перед началом промывки приготавливают раствор ПАВ в отдельной емкости 14 или в емкостях агрегата.
218
Рис. IV.9. Схема промывки скважины от песчаной пробки аэрированной жидкостью с добавкой ПАВ
Добавка ПАВ к воде рекомендуется в следующих количествах (в % к воде):
Супьфанол ................0,1—0,3
Сульфонатриевые соли ..........1,0—2,0
ОП-7 и ОП-10...............0,05—0,10
ДС-РАС..................0,5—1,0
Соотношение количества воды и воздуха принимают в зависимости от дренированности пласта, проницаемости призабойной зоны и пластового давления. Для скважин, эксплуатирующих истощенные пласты, рекомендуется пользоваться следующими данными для определения степени аэрации в зависимости от величины пластового давления:
Пластовое давление, % от гидростатического ............60—40 40—25 25—15
Степень аэрации мз воздуха/1 мз воды 15—20 20—30 30—50
Включая насос агрегата и открывая воздушный вентиль, регулируют процесс аэрации жидкости, обработанной ПАВ.
После восстановления циркуляции приступают к промывке, скважины. По мере вымывания песчаной пробки наращивают промывочные трубы, прекращая на время подачу в скважину аэрированной жидкости. Восстановление соответствующей плотности аэрированной жидкости, т. е. соотношения между водой и воздухе м , после наращивания промывочной трубы не вызывает затруднений.
Промывка скважин пенами. При определенной концентрации раствора ПАВ в воде (например, при добавке к воде 0,5% сульфанола, что соответствует 5 кг сульфанола на 1 м3 воды) и при соотношениях этого раствора к воздуху в пределах 1:20 -f--^- 1 : 40 образуется стабильная пена, которая используется для промывки скважин.
Технологический процесс промывки скважин пенами производится так же, как и промывка аэрированной жидкостью с добавкой ПАВ (см. рис. IV.9). Однако пена имеет по сравнению с аэрированной жидкостью следующие преимущества: давление столба жидкости на забой в процессе промывки значительно меньше, так как пена обладает меньшей плотностью, чем аэрированная жидкость; пена лучше выносит пробку, что ускоряет процесс промывки; практически пена не проникает в пласт и после промывки, скважины легко и быстро осваиваются.
При соблюдении режима промывки скважины пеной для удаления песчаной пробки (Йптимальная концентрация ПАВ, правильное определение степени аэрации, обеспечение непрерывной циркуляции пены) можно достигнуть высоких показателей работы скважины по сравнению с промывкой ее технической водой (табл. IV.1).
Из табл. IV. 1 видно, что с применением пены при условии соблюдения режима в среднем по 8 скважинам (пластовое давление 70— 90 кгс/см2) увеличился межремонтный период в 4,5 раза, повысите
Таблица IV.t Эффективность промывки песчаной пробки пеной (НГДУ Азизбековнефтъ)
Показатели работы скважины после промывки
Номер скванки- Средняя глубина, морской водой пеной морской водой пеной морской водой пеной
Межремонтный период работы скважины, сут Средний дебит нефти, т/сут Время освоения, сут
726 1800 25 100 2,0 2,9 11
963 1895 26 114 4,3 5,5 2 1
296 1860 24 117 0,8 1,3 6 3
651 1757 10 139 1,3 1,9 — i 1
683 1860 28 123 1,9 2,4 8 1
811 1830 61 141 0,7 4,4 13 2
660 1900 23 191 1,3 2,3 — . —
511 1830 15 146 0,9 3,2 7 —
ласть производительность скважины в 1,8 раза и освоение ее ускорилось в 6 раз.
Ликвидацию или удаление песчаных пробок пеной следует проводить в скважинах с пластовым давлением, изменяющимся в пределах 0,2—0,7 от гидростатического; эксплуатирующихся механизированным способом, в которых в процессе промывки не возникают фонтанные проявления; в которых вследствие полного или частичного поглощения воды снижается проницаемость призабойной зоны.
Подготовка скважины для промывки пеной заключается в следующем.
1. Составляют план технологического режима промывки (устанавливают расход жидкости, степень аэрации в зависимости от пластового давления, концентрацию поверхностно-активного вещества и др.).
2. Замеряют забой (аппаратом Яковлева).
3. Спускают в скважину промывочные трубы и устанавливают их на 10 м выше песчаной пробки.
4. Устанавливают наземное оборудование и опрессовывают его на 1,5-кратное ожидаемое рабочее давление.
5. Заполняют дозировочную емкость поверхностно-активным веществом (ПАВ) в определенном расчетном количестве для приготовления необходимого объема раствора ПАВ в воде.
6. Определяют степень аэрации в зависимости от пластового давления (табл. IV.2).
7. При прямой промывке ориентировочно принимают следующую зависимость расхода жидкости от степени аэрации (табл. IV.3).
Во избежание разрушения призабойной зоны пласта при промывке скважины используют устройство для непрерывной промывки (рис. IV.10). Для этого в скважину на 15 м выше песчаной пробки
221
Таблица IV.2
Изменение давления в затрубном пространстве при прямом способе промывки скважины пеной (диаметр эксплуатационной колонны 168 мм, диаметр насосно-компрессорных труб 73 мм)
Глубина установки манометра, м Расход жидкости, л/ с Давление в нгс/сма при степени аэрации
10 20 30 40 50 60 70 80
900 3 58 41 31 27 25 23 22 21
1200 3 85 63 48 41 37 34 32 30
1500 3 114 88 68 59 52 47 43 40
900 6 61 50 44 39 _ _ „ _
1200 6 91 74 64 57 — — . _ —
1500 6 121 99 86 76 — — — —
аэрированная жидкость с ПИВ
спускают 63-мм трубы, а внутри их — 38-мм трубы на штангах.
Длина 38-мм труб должна быть на 10—15 м больше мощности (высоты)
песчаной пробки.
Р На тройник 2 (см. рис. IV. 10) устанав-
Y" ['-аэрированная'_ ливают планшайбу и спускают 38-мм трубы. На последнюю из них одевают манжету 4 и переводник 5 с отверстиями. Затем спускают штанги 3 с проточенными муфтами и устанавливают устьевой сальник 1. Пена подается в 63-мм насосно-компрессорные трубы 6 и через отверстия в переводнике 5 поступает в 38-мм промывочные трубы 7 и поднимается по затрубному пространству. Штанги наращивают без прекращения подачи-пены.
Таблица IV В Зависимость расхода воды от степени аэрации
Е
3
11 Г ". — 3 . — -5 - - — t
. — 6 I
и k
'>Ш!т$&ш?1х.
Расход жидкости, л/с Степень аэрации
3 1,5-2,0 10-40 50—80
Рис. IV 10 Схема устройства для непрерывной промывки скважины от песчаной пробки пеной
222
Процесс удаления песчаной пробки пеной производят в следующей последовательности.
Устье скважины оборудуют согласно схеме рис. IV. 10.
При спущенных (на 10 м выше уровня песчаной пробки) промывочных трубах осуществляют прямую промывку водным раствором ПАВ. Если в скважине имеется нефть, то предварительно ее вытесняют водным раствором ПАВ в соответствующие емкости. Постепенно в нагнетательную линию через смеситель подают воздух. Образующуюся при этом пену закачивают в промывочные трубы. После установления постоянного режима циркуляции пены, характеризующегося отсутствием пульсации давления, объемный расход закачиваемого водного раствора ПАВ уменьшают до 1,5—3,0 м/с в зависимости от степени аэрации, что в свою очередь зависит от пластового давления.
При использовании пен необходимо учитывать, что после остановки компрессора и насоса в скважине продолжается движение пены, вызываемое ее упругими свойствами. Это приводит к дополнительному снижению давления в скважине. Постепенным погружением промывочных труб при постоянной циркуляции пены проводят промывку скважины.
Очередную двухтрубку (однотрубку) наращивают либо после полного удаления размытой песчаной пробки, либо не ожидая полного выноса на поверхность размытой песчаной пробки.
Способность пены удерживать твердые частицы во взвешенном состоянии выше по сравнению с водой. Поэтому окончательное удаление твердых частиц можно проводить после размыва 50—60 м высоты- песчаной пробки.
Эту операцию осуществляют следующим образом: размывают песчаную пробку до полного погружения в скважину двухтрубки (однотрубки) и после этого наращивают очередную двухтрубку (однотрубку). Таким же образом повторяют последующие циклы до размыва песчаной пробки высотой 50—60 м, а затем продолжают закачку пены в скважину до полного извлечения пробки на поверхность. Если мощность песчаной пробки более 60 м, то в такой же последовательности промывают скважину, удаляя всю песчаную пробку.
По окончании промывки продолжают закачку пены в течение одного часа для более полного выноса и очистки прифильтровой зоны от тонкодисперсных частиц глины. При этом, путем уменьшения или увеличения степени аэрации соответственно увеличивают или уменьшают противодавление на пласт и за счет этого обеспечивают возвратно-поступательное движение пены из скважины в зафильтровую ее зону и обратно.
Во избежание преждевременного вызова притока жидкости из пласта, а также разрушения призабойной зоны необходимо до остановки компрессора и насоса уменьшить степень аэрации (увеличить среднюю плотность пены) до величины, обеспечивающей необходимое противодавление на забой скважины.
В качестве пенообразователей можно применять анионоактивные ПАВ (ДС-РАС, сульфонол).
Как показывает опыт при промывке скважин с помощью пены, концентрацию ПАВ следует принимать в пределах 0,4—0,6%
223
к объему жидкости. Для предотвращения выброса пены при очередном наращивании труб и сохранения заданной степени аэрации, в верхней части колонны промывочных труб устанавливается обратный клапан (см. рис. IV.9). После окончания промывки для разрежения давления и гашения пены в промывочные трубы закачивают определенный объем нефти или воды, обработанной ПАВ. При этом под обратным клапаном частично накапливается воздух, т. е. создается остаточное давление, разрядка которого сопряжена с опасностью.
ВНИИТБ разработал устройство для разрядки давления в промывочных трубах. Это устройство повышает безопасность работ, улучшает условия труда, исключает травмирование рабочих струей пены и загрязнение рабочего места; самопроизвольную разрядку давления при соединении его с обратным клапаном и обеспечивает гермеаич-ность.
Устройство (рис. IV. И) состоит из корпуса 1,
нами
Рис. IV.11. Устройство для разрядки
давления при про- ствола 2, нажимной втул-мывке скважин пе- 0 J
ки 6 с уплотнительными
манжетами 5 и б, наконечников 7 и 8, муфты 9, выкидного узла 10 и отвода 11. Ствол 2 в нижней части имеет конус 4 G четырьмя отверстиями, просверленными к образующим конуса. В нижней части конуса имеется резьба, на которую навинчивают съемный наконечник, позволяющий изменять его длину в зависимости от конструкции обратного клапана (тарельчатого или шарового). Регулирование длины наконечника производят специальным ключом.
Для предотвращения загрязнепия рабочей площадки при разрядке давления пены с высокой степенью аэрации предусмотрен отвод 11, еоединенный с выкидным узлом устройства.
Во избежание преждевременной разрядки давления в промывочных трубах при навинчивании устройства на обратный клапан
224
заранее определяется расстояние между концами стержня обратного клапана и наконечником устройства и устанавливается соответствующий наконечник. Затем устройство навинчивают на обратный клапан и выкидной узел устанавливают в заданном направлении. После этого отвод навинчивают на муфту выкидного узла и конец его привязывают к грани вышки.
Разрядку давления осуществляют следующим образом. При вращении ключом нажимная втулка упирается в ступеньку ствола и передвигает наконечник вниз. Имеющийся на стволе квадрат предотвращает возможность вращения его. Наконечник, упираясь в стержень тарелки (шара) обратного клапана, открывает последний. Пена или воздух, находящийся под давлением в промывочных трубах, выбрасывается через отверстия конуса в ствол выкидного узла, а затем по отводу — в атмосферу.
Для отвинчивания устройства после разрядки давления в трубах с устройства снимается отвод и нажимная втулка приводится в первоначальное положение.
Методы промывки скважин аэрированной жидкостью и пенами применяют в скважинах с низким пластовым давлением, в которых другими методами не удается ликвидировать песчаные пробки из-за сильного поглощения воды в процессе промывки.
МЕТОДЫ УВЕЛИЧЕНИЯ ПРОНИЦАЕМОСТИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ
Производительность нефтяных и газовых и поглотительная способность нагнетательных скважин зависят главным образом от проницаемости продуктивных пород и вязкости нефти. Чем больше проницаемость пород в зоне действия той или иной скважины, тем при прочих равных условиях больше производительность или приемистость ее. Чем меньше вязкость нефти, тем больше производительность скважины и наоборот.
Первоначальная проницаемость пород пласта в процессе бурения и эксплуатации скважины под влиянием различных причин с течением времени может ухудшиться. Так, при вскрытии продуктивного пласта в процессе бурения призабойная зона скважины закупоривается глинистым раствором, что приводит к снижению проницаемости пород и к уменьшению притока нефти и газа.
При эксплуатации скважин проницаемость пород призабойной зоны может ухудшиться в результате закупорки пор и трещин в породе глинистыми частицами, парафинистыми и смолистыми отложениями.
В нагнетательных скважинах проницаемость призабойной зоны ухудшается в результате отложения в порах и трещинах породы механических примесей (ила, глины, окислов железа и т. п.), содержащихся в нагнетаемой воде.
Для увеличения проницаемости призабойной зоны скважин применяют методы, позволяющие очистить поры породы от различных отлежений, увеличить число, размеры дренажных каналов и
15 Заказ 1428 225
трещиноватость пород: торпедирование, гидропескоструйную перфорацию, обработку скважин кислотными растворами, гидравлический разрыв пласта, тепловые методы воздействия на призабойную зону скважин и др.
Методы торпедирования и гидропескоструйной перфорации были описаны в главе I. Здесь следует отметить, что указанные методы применяют не только для вскрытия пласта при заканчивании скважин, но и как метод увеличения проницаемости призабойной зоны.
Кислотная обработка призабойной зоны скважин основана на способности соляной кислоты растворять карбонатные породы (известняки, доломиты) или карбонатные породообразующие минералы, входящие в состав песчаников или других пород.
При обработке пласта соляной кислотой последняя реагирует с породой, расширяя поровые каналы и очищая их от илистых и карбонатных материалов, растворимых в кислоте. При этом под действием кислоты расширяются существующие каналы, улучшается их сообщаемость, в результате чего увеличивается область дренирования скважины и ее дебит.
Эффективность обработки соляной кислотой зависит от правильного выбора скважин (т. е. определения целесообразности обработки), концентрации и количества кислоты, давления при обработке, температуры на забое и т. д. Под концентрацией соляной кислоты понимают содержание чистой кислоты в воде.
Для кислотных обработок применяют 8—16%-ный раствор технической соляной кислоты. Это значит, что на 100 весовых частей водного раствора приходится от 8 до 16 весовых частей соляной кислоты.
Концентрацию и объем раствора соляной кислоты планируют для каждой скважины отдельно в зависимости от ее геолого-эксплуатационной характеристики (мощности пласта, дебита и т. д.). Наименьшие объемы кислоты (0,4—1,0 м3 на 1 м обрабатываемого интервала пласта) и наиболее высокую концентрацию раствора (15—16%) применяют для малопроницаемых карбонатных пород при малых дебитах скважин.
Для высокодебитных скважин и пород относительно высокой проницаемости планируют 1,0—1,5 м3 раствора соляной кислоты на 1 м мощности обрабатываемого пласта.
Для скважин, эксплуатирующих песчаные коллекторы, первичные обработки соляной кислотой проводят малыми объемами кислоты (0,4—0,6 м3 на 1 м мощности) при концентрации 8—10%. При последующих обработках объем кислотного раствора постепенно увеличивают по сравнению с предыдущими обработками. Это делается для того, чгобы расширить область обработки соляной кислотой, вводя ее в пласт по возможности на значительные от скважины расстояния.
Растворы соляной кислоты, которые обычно применяют для обработки скважин, вызывают очень сильную коррозию металличе-
226
ского оборудования. Чем выше концентрация соляной кислоты, тем в большей мере и быстрее происходит коррозионное разрушение металла. При этом все растворенное в кислоте железо выпадает в по-ровом пространстве пласта в виде объемистого осадка гидратных соединений окиси железа.
Для ослабления коррозионной активности соляной кислоты, уменьшения разрушения металла, удлинения срока службы оборудования и предупреждения выпадения в пласте окиси железа к рабочим растворам соляной кислоты добавляют специальные реагенты — ингибиторы коррозии. Ингибирование соляной кислоты, т. е. добавка ингибиторов, производится на заводах на месте производства кислоты. В качестве ингибиторов коррозии применяют уникол, формалин, поверхностно-активные вещества, катапин А, катапин К и др. Уникол в зависимости от его марки добавляют в количестве от 0,05 до 0,5% в раствор соляной кислоты.
Хорошие результаты получены при использовании в качестве ингибиторов ПАВ катапина А и катапина К. Высокая активность их как ингибиторов коррозии проявляется при очень малых концентрациях (0,01—0,025%).
Соляная кислота, получаемая с заводов, обычно содержит 0,5—0,7% железа. В дальнейшем содержание железа может значительно повыситься в процессе перевозки и хранения кислоты, вследствие коррозии металла, а также растворения ржавчины (продуктов коррозии), имеющейся на оборудовании и трубах. Растворенное в кислоте окисное железо, как уже указывалось, выпадает в поро-вом пространстве пласта в виде осадка гидратов окиси железа. Для предупреждения выпадения из соляной кислоты окиси железа применяют стабилизаторы. Таким образом, стабилизаторами при солянокислотных обработках скважин называют реагенты, добавляемые в раствор соляной кислоты с целью предупреждения выпадения из него окисного железа.
В качестве стабилизатора кислотного раствора применяют уксусную кислоту. Кроме стабилизирующего действия, т. е. предотвращения выпадения осадков железа из раствора, уксусная кислота является замедлителем реакции соляной кислоты.
В зависимости от содержания железа в соляной кислоте рекомендуется добавка к ней уксусной кислоты в следующих количествах:
Количество уксусной кислоты 1,0 1.5 2.0
(100%-ной), добавляемой до стабили-
зации, %
Содержание железа в растворе соляной 0,1 и менее 0,2—0,3 До 0,5
кислоты, %
Концентрированную соляную кислоту, получаемую с завода, разводят до необходимой для обработки концентрации (рабочий
15*
227
раствор) на месте ее хранения (на кислотной базе) или непосредственно у скважины перед ее обработкой.
До обработки скважину очищают от песка, парафина и продуктов коррозии. Для очистки стенок колонны и труб от продуктов коррозии в скважину закачивают раствор соляной кислоты и, не продавливая в пласт, выдерживают ее в течение нескольких часов («кислотная ванна»). Затем отреагировавшую кислоту вместе с продуктами реакций вымывают на поверхность способом обратной
Рис. IV.12. Схема обработки скважины соляной кислотой
промывки. Кислотную ванну применяют для предотвращения попадания в призабойную зону скважины (в норовое пространство пласта) загрязняющих материалов.
Схема солянокислотной обработки скважин, в которых возможно создать циркуляцию, приведена на рис. IV.12.
Вначале путем закачки нефти или воды создают циркуляцию (рис. 12, а). Затем при открытом кране на отводе затрубного пространства в трубы закачивают расчетное количество приготовленного раствора соляной кислоты. При этом объем первой порции кислоты рассчитывают так, чтобы она заполнила трубы и кольцевое пространство от башмака труб до кровли пласта (рис. 12, б). После этого закрывают кран на отводе затрубного пространства и под давлением закачивают в скважину остатки заготовленного кислотного раствора. Кислота начинает проникать в пласт (рис. 12, в). Оставшуюся в трубах и в фильтровой части скважины кислоту также продавливают в пласт нефтью или водой (рис. 12, г).
В скважинах, эксплуатирующих залежи с низким пластовым давлением, не всегда удается создать циркуляцию при промывке нефтью или водой вследствие поглощения их пластом. В этом случае
228
в трубы закачивают жидкость до тех пор, пока в кольцевом пространстве не установится определенный уровень. Об установлении уровня судят по прекращению выхода газа или воздуха из затруб-ного пространства. Затем в трубы, не прерывая процесса, закачивают расчетный объем соляной кислоты и нефтью продавливают в пласт при максимально возможной производительности агрегата.
По окончании продавки кислотного раствора в пласт скважину оставляют на некоторое время (8—12 ч, а иногда и больше) в покое для реагирования кислоты с породой, после чего пускают в эксплуатацию.
При большой мощности продуктивного пласта применяют ступенчатую обработку, т. е. несколько следующих друг за другом обработок, охватывающих только часть мощности пласта (по 10— 20 м). В этом случае вначале обрабатывают верхний интервал пласта, установив башмак промывочных труб у его кровли. Затем последовательно обрабатывают нижнюю часть пласта, охватывая каждый раз обработкой интервал мощностью в 10—20 м. Это делается с целью более равномерной обработки продуктивного пласта по всей мощности.
Нагнетательные и газовые скважины обрабатывают соляной кислотой так же, как и нефтяные. При этом перед обработкой газовой скважины ее глушат нагнетанием нефти, воды или глинистого раствора. Применяют также кислотную обработку газовой скважины под давлением без ее глушения. В этом случае после закачки в скважину соляной кислоты ее продавливают в пласт сжатым воздухом или газом.
Эффективность солянокислотной обработки определяют по суммарному количеству дополнительной нефти, добытой из скважины после ее обработки. Об эффективности обработки можно судить также по величине разности коэффициентов продуктивности до и после обработки.
Соляная кислота с добавкой плавиковой кислоты применяется для обработки скважин, эксплуатирующих коллекторы, содержащие глинистый цемент. Смесь соляной кислоты с плавиковой (фтористоводородной) кислотой называют грязевой или глинокислотой. Такое название эта смесь получила потому, что при взаимодействии плавиковой кислоты с породой последняя растворяет глинистые фракции и частично кварцевый песок.
Плавиковую кислоту добавляют в 10—12%-ный раствор соляной кислоты в количестве 1,0—3,0% от объема солянокислотного раствора.
Пенокислотная обработка призабойной зоны скважин применяется при больших мощностях пласта или низких пластовых давлениях.
Сущность этого способа заключается в том, что в призабойную зону скважины вводят аэрированный раствор ПАВ в соляной кислоте в виде пены.
229
Для пенокислотной обработки используют кислотный агрегат, передвижной компрессор (или воздух из ГВРБ) и аэратор. Схема обвязки оборудования устья скважины показана на рис. IV.13.
Рис. IV.13. Схема обвязки оборудования при обработке скважин пенами:
1 — компрессор; s — кислотный агрегат; з — аэратор; 4 — крестовина; s — обратный
клапан
Аэратор (рис. IV. 14) служит для перемешивания раствора соляной кислоты с воздухом (аэрации) и образования пены.
Для создания пены к раствору кислоты добавляют ПАВ от 0,1 до 0,5% от объема раствора при средней степени аэрации (т. е. ебъема воздуха в нм3 на 1 м3 кислотного раствора в пределах 15—25).
/ 2
Рис. IV.14. Аэратор:
1 — гайка под трубы; 2 — переводник; з — корпус; 4 — труба для воздуха; 5 — центратор; в — фланец с прокладкой; 7 — труба для кислотного раствора
В качестве ПАВ при пенокислотных обработках применяют суль-фанол, ОП-7, ОП-10, катапин, дисольван и др.
Пенокислотная обработка имеет следующие преимущества перед обычной обработкой:
230
1) кислотная пена значительно медленнее растворяет карбонатный материал, чем обычная кислота; это способствует более глубокому проникновению активной кислоты в пласт, что приводит к увеличению проницаемости удаленных от скважины участков пласта и их приобщению к дренированию;
2) кислотная пена обладает меньшей плотностью (400—800 кг/м3) и повышенной вязкостью, чем обычная кислота; это позволяет увеличить охват воздействием всей продуктивной мощности пласта, что особенно важно при больших его мощностях и низких пластовых давлениях;
3) наличие в пене ПАВ снижает поверхностное натяжение кислоты на границе с нефтью, а сжатый воздух находящийся в пене, расширяется во много раз при понижении давления после обработки; все это в совокупности способствует улучшению условий притока нефти в скважину и значительно облегчает ее освоение.
Термокислотная обработка применяется в скважинах, на забое которых отлагается парафин или смолы. В этих случаях вместо обычной проводят термокислотную обработку.
Сущность этого метода заключается в том, что в фильтровой зоне скважины устанавливают перфорированный наконечник, заполненный каким-либо химическим веществом (магнием, едким натрием, едким калием), который вступает в реакцию с кислотой, выделяя большое количество тепла.
Одним из наиболее активных материалов, при реакции с кислотой выделяющий большое количество тепла, является магний. Магний применяют в виде стружек, прутиков и гранул (шариков).
Термокислотная обработка проводится в два этапа: на первом этапе осуществляют тепловую (термохимическую) обработку забоя скважины (при этом соляная кислота нагревается теплом, выделяемым при химической реакции между соляной кислотой и магнием); на втором —• обычную кислотную обработку.
Для проведения термокислотной обработки предварительно наполняют магнием реакционный наконечник, спускают его на трубах в скважину и устанавливают против обрабатываемого интервала пласта. Затем закачивают нефть и вслед за ней без всякого перерыва в скважину закачивают 15%-ный раствор соляной кислоты, регулируя скорость закачки в соответствии с расчетным режимом.
После закачки рассчитанного объема кислоты, предназначенного для первого этапа обработки, приступают к закачке кислотного раствора для заключительной стадии обработки. После этого кислоту продавливают в пласт закачкой в скважину продавочной жидкости.
Гидравлический разрыв пласта. Сущность этого метода заключается в расширении и углублении естественных трещин и образовании новых трещин в породах призабойной зоны скважин. Достигается это путем создания высоких давлений на забоях скважин закачкой в пласт вязких жидкостей. Закачка ведется при больших расходах жидкости, что обеспечивает быстрое
231
повышение давления на забое. При достижении определенных давлений на забое, превышающих гидростатическое давление примерно в 1,5—2,5 раза, происходит разрыв или расслоение пласта, т. е. расширение естественных и образование новых трещин. Для сохранения в раскрытом состоянии трещины заполняют песком, который вводится в них вместе с вязкой жидкостью. В дальнейшем вязкая жидкость извлекается из призабойной зоны в процессе эксплуатации скважин. Создание в призабойной зоне скважины одной или нескольких трещин, проникающих в пласт на десятки метров, приводит к увеличению средней проницаемости пласта в зоне распространения трещин и к значительному улучшению условий притока жидкости.
Рис. IV 15 Схема гидравлического разрыва пласта
I — нагнетание жидкости разрыва, Л — нагнетание жидкости-песконосителя, III — нагнетание продавочной жидкости, 1 — глины, 3 — нефтяной пласт
Процесс гидравлического разрыва пласта состоит из следующих последовательных этапов (рис. IV.15): 1) закачки в скважину жидкости разрыва для создания трещин в пласте; 2) закачки жидкости с песком; 3) закачки продавочной жидкости для продавливания песка в пласт.
Для проведения гидравлического разрыва пласта подготавливают количество жидкости разрыва, песка и жидкости-песконосителя. Объем продавочной жидкости определяют в зависимости от глубины спуска труб и их диаметра. Обычно в качестве жидкости разрыва применяют углеводородные жидкости или водные растворы.
Углеводородные жидкости (сырая вязкая нефть, мазут, дизельное топливо и др.) применяют в нефтяных скважинах.
Водные растворы (вода, сульфит-спиртовая барда, соляная кислота, загущенные растворы соляной кислоты и др.) применяют в нагнетательных водяных скважинах.
Выбор жидкости разрыва производится в соответствии с геолого-эксплуатационной характеристикой скважины и определяется вяз-
232
t
костью и фильтруемостью, а жидкости-песконосителя — ее способностью удерживать песок во взвешенном состоянии. Часто в качестве жидкости разрыва и жидкости-песконосителя применяют одну и ту же жидкость.
До проведения гидравлического разрыва пласта замеряют забой скважины При наличии пробки промывают или очищают скважину Затем исследуют ее на приток. В отдельных случаях перед гидроразрывом пласта для снижения давления разрыва и повышения его эффективности проводят гидропескоструйную перфорацию, или солянокислотную обработку скважины, или же перестрел фильтра (т. е. дополнительную перфорацию в уже прострелянном интервале). Затем в скважину на трубах спускают пакер и устанавливают его выше верхних отверстий фильтра. Установка пакера необходима для предохранения обсадной колонны от высоких давлений, которые возникают в процессе гидроразрыва. При больших давлениях на пакер снизу действуют значительные усилия, которые могут привести к его перемещению вверх по колонне. С целью предотвращения перемещения пакера над ним устанавливают гидравлический якорь.
При нагнетании жидкости в трубы давление действует на поршеньки в якоре, выдвигает их из гнезд и прижимает
к обсадной колонне. Чем выше давление, „ ттг .„ „
г rt > рис iv 16 Схема распо-
тем с большей силой поршеньки прижи- ложеюм noft3eMHoro обору-
маются к колонне, и возникающая при дования при гидравличе-
этом огромная сила трения препятствует ском разрыве пласта
перемещению якоря (а следовательно, и i ~ обсадная колонна, г —
TiRpnx по КОТТОТТНР насосно-компрессорные трубы,
ызерл. ни килишш. $ — гидравлический якорь 4-—
Схема расположения ПОДЗеМНОГО обо- пакер, 5 —продуктивный пласт, * м 6 — хвостовик
рудования при гидравлическом разрыве
пласта показана на рис. IV.16. После установки пакера устье скважины оборудуется специальной головкой, к которой подключают агрегаты для нагнетания в скважину жидкости разрыва.
Схема расположения оборудования у скважины и его обвязки при гидроразрыве пласта показана на рис. IV.17.
После обвязки оборудования определяют поглотительную способность скважины и давление поглощения. Полученные данные позволяют установить количество жидкости и величину давления, необходимые для разрыва пласта.
233
Затем закачивают жидкость разрыва. Момент разрыва пласта отмечается резким увеличением приемистости (поглотительной способности) скважины или резким спадом давления. В некоторых случаях (при разрыве пластов с низкой проницаемостью) наблюдается одновременное увеличение приемистости и спад давления.
Рис. IV.17. Схема обвязки наземного оборудования при гидравлическом разрыве пласта:
1 — скважина; 2 — агрегаты 4АН-700; 3 — пескосмесительный агрегат; 4 — вспомогательные насосные агрегаты; 5 — емкости для жидкости-песконосителя; в — емкости для жидкости разрыва и продавочной жидкости
После разрыва в пласт закачивают жидкость с песком, а затем — продавочную жидкость. Закачку жидкостей разрыва, песконоси-теля и продавочной жидкости производят на максимальной скорости насосных агрегатов с тем, чтобы не допустить смыкания образовавшихся в пласте трещин и обеспечить ввод песка в них.
По окончании закачки продавочной жидкости краны на головке для гидроразрыва закрывают и скважину оставляют в покое, пока давление не упадет до нуля. Затем поднимают трубы, извлекают пакер, замеряют забой и при наличии пробки скважину промывают и пускают в эксплуатацию.
234
В неглубоких скважинах для разрыва пласта жидкость обычно закачивают непосредственно в обсадную колонну.
При большой мощности пласта или при наличии в скважине нескольких вскрытых продуктивных пластов, проводят многократный поинтервальный гидравлический разрыв.
Существует несколько различных способов многократного по-интервального гидравлического разрыва: с помощью временно • закупоривающих материалов (зернистого нафталина, эластичных шариков из пластмассы и др.); разобщения зоны, предназначенной для образования трещин, двумя пакерами: путем последовательной изоляции нижележащих прослоев продуктивного песка песчаной пробкой.
Так, многократный поинтервальный гидравлический разрыв с помощью закупоривающих материалов производят следующим образом.
Проводят гидравлический разрыв по обычной технологии, а затем в скважину вместе с жидкостью вводят вещества, временно закупоривающие образовавшиеся трещины или перфорационные отверстия против интервала разрыва. Это приводит к повышению давления и разрыву пласта в другом месте. После этого опять в скважину вместе с жидкостью вводят закупоривающие вещества и добиваются разрыва в новом месте. Таким образом, осуществляют двух-трехкратный (или многократный) разрыв пласта. При освоении скважины закупоривающие вещества либо растворяются в нефти (нафталин) и удаляются из трещин, либо выносятся потоком жидкости на поверхность (шарики из пластмассы).
Тепловое воздействие на призабойную зону применяют в скважинах, эксплуатирующих залежи с малой проницаемостью пород, содержащих тяжелые, вязкие, парафинистые и смолистые нефти.
При прогреве призабойной зоны таких скважин снижается вязкость нефти, растворяются и удаляются парафино-смолистые отложения из стенок скважины, из пор пласта в зоне, примыкающей к фильтру скважины, в результате усиливается приток нефти из пласта и увеличивается продуктивность скважины.
Прогревают призабойную зону при помощи глубинных электронагревателей и газонагревателей, горячей нефтью и нефтепродуктами, водой и паром, а также путем описанного выше термохимического воздействия.
Депарафинизация подъемных труб производится периодически в скважинах, эксплуатирующих залежи с пара-финистой нефтью. При подъеме нефти от забоя к устью вследствие охлаждения нефти парафин выпадает в подъемных трубах, оседая на стенках. При этом проходное сечение труб уменьшается, в результате увеличиваются гидравлические сопротивления при движении жидкости; в глубиннонасосных скважинах парафин откладывается как на стенках труб, так и на насосных штангах. При этом увеличиваются давление на выкиде насоса и утечки жидкости через
235
плунжер и клапаны насоса, уменьшается коэффициент наполнения насоса. Дебит скважины резко снижается (в некоторых случаях прекращается подача жидкости).
Борьба с отложением парафина ведется при помощи продувки паром труб, извлеченных из скважины, или находящихся в скважинах, а также путем закачки в них горячей жидкости.
Для очистки подъемных труб и выкидных линий скважин от парафина служит передвижная паровая установка (ППУ). Установку обычно присоединяют к затрубному пространству скважины, и без ее остановки производят закачку перегретого пара в кольцевое или затрубное пространство. Нефть, нагретая паром, поднимается вверх по трубам, расплавляя парафин в подъемных трубах и выкидной линии.
Если нужно продуть паром только выкидную линию, достаточно иметь на ней тройник с вентилем, к которому можно присоединить выкид от агрегата ППУ. Продукция скважины смешивается с перегретым паром, и эта горячая смесь расплавляет парафин по всей выкидной линии, унося его в групповую установку. При этом нормальная эксплуатация скважины не прекращается.
Наибольшая эффективность очистки труб от парафина достигается в скважинах, оборудованных двухрядным подъемником. При однорядном подъемнике большое количество тепла расходуется на бесполезный нагрев эксплуатационной колонны.
На ряде промыслов восточных районов еще сохранились автоматически действующие депарафинизированные установки (АДУ), при помощи которых периодически, строго по графику осуществляется депарафинизация скважин. Фигурные скребки-ножи при помощи барабана лебедки автоматической установки спускают на проволоке на глубину отложений парафина в трубах. Скребки срезают со стенок труб парафин, который затем выносится на поверхность восходящим потоком жидкости.
Скребки изготавливают из тонкой листовой стали и располагают на проволоке на расстояниях 8—10 м друг от друга.
За последнее время депарафинизация глубиннонасосных скважин на некоторых промыслах Азербайджана производится с помощью электронагревателя глубинного межтрубного (ЭГМ). Основным звеном ЭГМ является трубчатый электронагреватель (ТЭН), спускаемый на трубах и устанавливаемый ниже места отложений парафина. Электроэнергия подводится к ТЗН с помощью токоподводящего кабеля, который крепится к насосно-компрессорным трубам с помощью металлических поясов.
ЭГМ включается периодически (например, через каждые семь дней) на 5—6 ч. При этом восходящий поток жидкости, подогреваясь в нагревателе, по пути следования растворяет отложившийся на трубах и штангах парафин и выносит его на поверхность.
За последнее время широкое распространение получает борьба с парафином методом защитных покрытий — футеровка внутренней поверхности труб материалами, слабо сцепляющимися с парафином.
236
КОНТРОЛЬНЫЕ ВОПРОСЫ К ГЛАВЕ IV
1. Что такое коэффициент эксплуатации скважин?
2. Что называется подземным ремонтом скважин?
3. Что понимают под межремонтным периодом работы скважин?
4. Какие виды работ по подземному ремонту применяют в нефтяных и газовых скважинах?
5. Какие этапы технологического процесса подземного ремонта скважин Вы знаете?
6. В чем заключаются подготовительные работы к подземному ремонту?
7. В чем состоит подготовка к ремонту фонтанных и компрессорных скважин?
8. В чем состоит подготовка глубиннонасосных скважин к ремонту?
9. В чем заключается подготовка к ремонту скважин, эксплуатирующихся центробежными погружными электронасосами?
10. Как производятся спуско-подъемные операции?
11. В каких случаях производят допуск подъемных труб и как это делается?
12. В каких случаях производят убавку насосно-компрессорных труб?
13. В каких случаях в компрессорных скважинах производят переборку лифтовых труб?
14. В чем заключаются особенности спуско-подъемных операций в глубиннонасосных скважинах?
15. Как производят спуск и подъем насосных штанг?
16. В каких случаях производят смену насосных штанг и как это делается?
17. Как ликвидируют обрыв или отвинчивание штанг?
18. Как ликвидируют заклинивание плунжера?
19. Как производится допуск и уменьшение длины колонны насосных труб и штанг?
20. Как производят спуск агрегата электроцентробежной установки в скважину?
21. Как производится подъем агрегата электроцентробежной установки из скважины?
22. Какие автоматы применяют для свинчивания и развинчивания труб и штанг?
23. Как производятся спуско-подъемные операции с помощью автомата АПР-2ВБ?
24. Каковы правила укладки насосных труб и штанг на мостки скважины?
25. В чем состоят заключительные работы по окончании подземного ремонта?
26. Как производят очистку скважин от пробок желонкой?
27. Расскажите об устройстве автоматической желонки.
237
28. Какие способы промывки скважин от песчаной пробки Вы знаете?
29. Каковы основные преимущества и недостатки способа прямой и обратной промывок?
30. Как производится промывка скважин с применением устройства ПУ-1?
31. В чем заключаются особенности ликвидации песчаных пробок в поглощающих скважинах?
32. Расскажите о технологическом процессе очистки скважины от пробки сжатым воздухом.
33. Как производят промывку скважин от песчаной пробки аэрированной жидкостью с добавкой ПАВ?
34. В чем преимущества промывки скважин пенами?
35. Как производят промывку скважины от пробки пенами?
36. Расскажите о применении устройства для разрядки давления пены в промывочных трубах.
37. Какие методы увеличения проницаемости призабойной зоны скважин Вы знаете?
38. В чем назначение и сущность солянокислотной обработки скважин?
39. Для чего применяют ингибиторы и стабилизаторы кислотного раствора?
40. Расскажите о процессе обработки скважин соляной кислотой.
41. В чем сущность пенокислотной обработки призабойной зоны скважин?
42. Каково назначение термокислотной обработки и как ее проводят?
43. В чем сущность гидравлического разрыва пласта?
44. Из каких этапов состоит и как проводится гидравлический разрыв пласта?
45. В каких скважинах применяют тепловое воздействие на призабойную зону?
46. Какие методы борьбы с отложением парафина Вы знаете?
ГЛАВА V
ТЕХНОЛОГИЯ
КАПИТАЛЬНОГО РЕМОНТА СКВАЖИН
РЕМОНТНО-ИСПРАВИТЕЛЬНЫЕ РАБОТЫ
ИССЛЕДОВАНИЕ И ОБСЛЕДОВАНИЕ СОСТОЯНИЯ СКВАЖИН
Перед началом капитального ремонта скважины по геолого-технической документации и результатам обследования необходимо выяснить техническое состояние эксплуатационной колонны.
Исследовательские и обследовательские работы в скважинах в основном сводятся к выявлению или установлению:
1) состояния эксплуатационной колонны; 2) места притока чуждых вод; 3) путей движения посторонних вод; 4) местонахождения и состояния аварийного подземного оборудования; 5) мощности и характера песчаных пробок и т. д.
Исследование и обследование состояния скважин проводят с помощью различных измерительных приборов, для спуска которых применяют различное оборудование и устройства.
Для спуска приборов на небольшие глубины (500—1500 м) применяют лебедки с ручным приводом (аппараты Яковлева легкого и тяжелого типов). Аппарат Яковлева легкой конструкции используют для обследований скважин глубиной до 1000 м, тяжелой — глубиной 1000—1500 м.
Исследования скважин глубиной более 1500 м с помощью приборов осуществляются механизированными лебедками с приводом от двигателя автомашины, либо портативными лебедками с авто-, номным двигателем внутреннего сгорания. Для спуска глубинных приборов с местной регистрацией широко используются передвижные лаборатории с лебедками конструкции АзИНМАШ.
Лебедка АзИНМАШ-11, монтируемая на шасси автомашины ГАЗ-51, предназначена для спуска и подъема в скважину на глубину до 3000 м измерительных приборов (глубинных манометров, термометров), а также для измерения глубины скважин и уровня жидкости в них.
Для точного 01 счета глубины спуска прибора лебедка оборудована мерительным аппаратом, который состоит из мерного шкива с двумя нажимными роликами, предупреждающими проскальзывание проволоки, и счетчика оборотов, связанного с мерным шкивом одной парой передаточных шестерен.
239
Мерительный аппарат позволяет определять глубину положения прибора с точностью до 0,1 м. Управление лебедкой осуществляется рычагами.
С целью увеличения глубины спуска АзИНМАШ разработал новую лебедку, рассчитанную на глубину скважины 7000 м.
Для исследования скважин в Западной Сибири, а также в нефтяных районах Советского Союза с трудными дорожными условиями применяют установки 2УИС и ЗУИС, с помощью которых можно исследовать скважины глубиной до 6000 м. Установка типа 2УИС смонтирована на базе плавающего гусеничного транспортера высокой проходимости ГАЗ-47А, а ЗУИС — на базе транспортера ГАЗ-71.
РЕМОНТ И ГЕРМЕТИЗАЦИЯ УСТЬЯ СКВАЖИНЫ
Перед капитальным ремонтом скважины необходимо обследовать ее устье и в случае неисправности отремонтировать его. Выполнение каких-либо работ при неисправном устье скважины недопустимо. Соблюдение этого условия особенно важно перед капитальным ремонтом газовой скважины, у которой давление в верхней части эксплуатационной колонны и на устье достигает значительной величины.
Как уже указывалось (см. гл. II), устье скважины оборудовано колонной головкой. Поэтому прежде всего следует обследовать ее состояние: проверить герметичность соединения пьедестала с эксплуатационной колонной и осмотреть внутреннюю поверхность пьедестального патрубка. Если патрубок сильно протерт, разъеден песком или же его резьба пропускает жидкость (газ), его заменяют новым. Для этого разбирают фланцевое соединение на колонной головке. На бурильной трубе спускают внутреннюю освобождающуюся труболовку и захватывают ею обсадную трубу ниже пьедестального патрубка. С помощью подъемного механизма натягивают колонну и отвинчивают патрубок с пьедесталом от нее.
На устье скважины помещают разъемное лафетное кольцо и на клиньях устанавливают бурильную трубу. С верхней муфты бурильной трубы снимают элеватор и изношенный пьедестальный патрубок, после чего пьедестал устанавливают в обратной последовательности.
При обследовании колонных головок типа ГКК проверяют герметичность сальникового уплотнения в колонном фланце и соединения колонны с катушкой. По прижатию катушки к колонному фланцу определяют, не сорвалась ли колонна с клиновой подвески в колонном фланце.
ОБСЛЕДОВАНИЕ ПЕЧАТЯМИ
Состояние колонны и фильтровой части, установление местонахождения и состояния оставшихся в скважине насосно-компрес-сорных труб и других посторонних предметов проверяют печатями.
Печать представляет собой металлическое устройство, корпус которого снизу и с боков покрыт свинцовой оболочкой толщиной
240
8—10 мм; в центре корпуса имеется сквозное продольное отверстие, через которое прокачивается жидкость. В верхней части печати имеется резьба для присоединения к бурильным или насосно-ком-прессорным трубам, на которых ее спускают в скважину.
Рис. V.I. Печать универсальная ПУ-2
Диаметр печати на 10—20 мм меньше диаметра обследуемой колонны.
Кроме печатей со свинцовой оболочкой применяют и такие, в которых свинец заменен сплавом, состоящим из 98% алюминия и 2% сурьмы.
Основными узлами универсальной печати типа ПУ-2 (рис. V.1, табл. V.1) являются корпус с деталями для получения оттиска предметов и зажимное устройство. На утолщение в нижней части корпуса 2 надевается резиновый стакан 8, который крепится к корпусу четырьмя винтами 7. На резиновый стакан, в свою очередь, надевается алюминиевая оболочка 6 с «перьями». На средней цилиндрической части корпуса установлен направляющий винт 4 и нарезана
16 заказ 1428 241
Таблица V.I
Техническая характеристика печати типа ПУ-2
Шифр печати Основной диаметр обследуемой колонны, Нагрузка на печать, тс Габаритные размеры, мм Маееа, кг

мм диаметр длина
ПУ2-102 102 75; 84 295 4
ПУ2-146 141—146 1,5-2,0 106; 112; 360 10
118
ПУ2-168 168 125; 131; 430 17,7
137; 141
трапецеидальная резьба. По винту и резьбе движется зажимное устройство, при помощи которого на кольцевой заплечник корпуса
_________________ зажимаются «перья» алюминиевой оболочки.
Зажимное устройство состоит из нажимной втулки 5 и гайки 3. В верхней части корпуса имеется переводник 1 с замковой резьбой для присоединения печати к колонне труб.
Предварительное обследование колонны печатями до ремонтно-изоляционных работ и при возврате на нижележащие горизонты обязательно, так как необнаруженные дефекты в колонне или фильтровой части до цементирования скважины могут привести к осложнениям.
Рис. V.2. Фотографии печатей, поднятых из скважин после их обследования:
а — слом колонны, б — отвод колонны, в — наличие посторонних предметов
242
При ловильных работах обследование состояния концов аварийных труб необходимо для правильного выбора ловильного инструмента и последующей работы по извлечению аварийного подземного оборудования.
Осмотр печати перед спуском и после ее подъема, посадка ее на обследуемое место или на конец аварийного оборудования должны производиться под контролем бурового мастера. Не допускается посадка печати дважды, так как это даст неточный и неправильный отпечаток. Нельзя также после подъема из скважины ударять по оболочке печати металлическими предметами, зажимать цепными или другими ключами, бросать печать и т. д. Все эти нарушения могут привести к искажениям отпечатка и к ошибкам при составлении дальнейшего плана работ.
Отпечатки следует внимательно изучать и фиксировать в соответствующей документации, а при необходимости фотографировать.
На рис. V.2 приведены фотографии поднятых из скважин печатей, на отпечатках которых ясно виден характер дефектов обследованных колонн и состояние ствола скважины. На каждой печати, после ее подъема из скважины отмечают номер скважины, которая обследовалась, и дату обследования.
Иногда наличие в колонне дефектов (продольных трещин, незначительных потертостей колонны, пропусков в резьбовых соединениях и т. д.), через которые в скважину поступают посторонние воды, не удается обнаружить с помощью печатей. В таких случаях обследование и исследование скважин ведутся другими методами.
ОБСЛЕДОВАНИЕ КОЛОННЫ С ТРАМБОВКОЙ ФИЛЬТРА
Тампонажные работы при возврате на выше или нижележащий горизонты или при изоляции от посторонних вод без предварительного обследования состояния колонны могут привести к осложнениям и авариям.
Состояние колонны можно обследовать при перекрытии фильтровой части песком или глиной с последующей опрессовкой верхней части колонны. В этом случае после обследования скважины печатями фильтровую часть затрамбовывают песком или глиной с таким расчетом, чтобы искусственно созданная пробка была на 5—10 м выше верхних отверстий фильтра. После этого колонну испытывают на герметичность методом опрессовки.
Если колонна герметична (выдержала опрессовку), то скважину промывают для удаления пробки, вскрывают фильтровую часть и цементируют колонны под давлением через отверстия фильтра. Если колонна не герметична, следует определить место и характер дефекта, отремонтировать его и уже после этого проводить дальнейшие работы. Указанное обследование верхней части колонны можно производить с помощью пакера, без трамбовки фильтра песком или глиной.
16* 243
ИСПРАВЛЕНИЕ ДЕФЕКТОВ В КОЛОННЕ
К дефектам, которые можно устранить, относятся смятие и слом обсадной колонны. Величина смятия колонны может быть различной, и оценивается она по изменению внутреннего диаметра колонны.
Если смятия по длине равны одному-двум наружным диаметрам обсадной колонны и в результате внутренний диаметр сузился до 0,85 номинальной величины, то такие смятия считаются небольшими.
Смятия считаются значительными, если они по длине равны трем — двадцати диаметрам обсадных труб и вызывают сужение их внутреннего диаметра до 0,8 его номинальной величины. В зависимости от величины смятия применяют тот или иной вид инструментов.
Перед началом работ по исправлению дефекта колонны необходимо установить причины смятия и в дальнейшем предусмотреть проведение мероприятий, устраняющих их (укрепление стенок скважины с помощью спуска дополнительной колонны или спуска колонны «летучки»).
Смятия в обсадных колоннах после обследования и установления места и степени дефекта исправляются с таким расчетом, чтобы спускаемые впоследствии в скважину инструменты проходили свободно. Исправление места смятия в колонне производят справочными долотами, грушевидными и колонными конусными фрезерами. Исправление начинают инструментом, диаметр которого на 4—5 мм больше минимального диаметра проходной части в смятой части колонны.
После спуска инструмента до необходимой глубины начинают вращать его ротором, одновременно при этом скважину промывают. Частота вращения ротора изменяется от 40 до 80 об/мин.
Осевую нагрузку на указанные инструменты принимают, исходя из прочности колонны бурильных труб, согласно следующим данным.
Диаметр обсадной колонны, мм 114 146 168 219 245
Диаметр бурильных труб, мм 60 73 89 114 114
Осевая нагрузка на справочное долото, тс 0,5-1,0 1,0—2,0 2,0-4,0 2,0-5,0 3,0—5,0
Проработав первым справочным долотом смятый участок обсадной колонны, инструмент поднимают и заменяют справочное долото на другое, имеющее диаметр на 5 мм больше, чем предыдущее. (По мере расширения места смятия, используют одно за другим справочные долота с увеличением диаметра на 5 мм.)
Работа с очередными долотами производится так же, как и с первым.
244
Так, для исправления смятий в обсадной колонне диаметром 168 мм используют набор справочных долот с наружными диаметрами 120, 125, 130, 135, 140 и 145 мм.
Если при больших смятиях обсадных колонн длительная работа оправками и справочными долотами не приводит к положительным результатам и место смятия протирается, то смятое место фрезеруют грушевидными или колонными фрезерами.
Грушевидный фрезер спускают поочередно и поразмерно так, чтобы образовался проход для пропуска шаблона под номинальный диаметр обсадной колонны. Образовавшийся дефект необходимо зацементировать от возможного проникновения посторонних вод и осыпания породы. Если после ликвидации смятия изолировать дефект путем цементажа не удается, то в скважину спускают дополнительную обсадную колонну. Если же по каким-либо техническим причинам спустить дополнительную колонну невозможно, скважину возвращают на горизонт, расположенный выше дефекта, или зарезают и бурят второй ствол.
ЗАМЕНА ПОВРЕЖДЕННОЙ ЧАСТИ КОЛОННЫ
Поврежденную часть колонны можно заменить в случае, когда место дефекта находится выше башмака технической колонны и выше уровня цементного кольца межколонного пространства. Для этого труборезкой вырезают верхнюю часть эксплуатационной колонны на 5—6 м выше места дефекта и извлекают ее из скважины. Затем освобождающейся внутренней труболовкой на бурильных трубах с левым направлением резьбы отвинчивают и извлекают поврежденную часть колонны. Оставшуюся в скважине часть колонны проверяют соответствующим шаблоном, в нижней части которога имеется конус-направление, предохраняющий повреждение резьбы оголенного конца отвинченной колонны. Убедившись в нормальном прохождении шаблона, спускают новую колонну труб. При этом соединительное звено оборудуют специальным направлением, диаметр которого на 10—12 мм меньше диаметра технической колонны. Направление имеет козырек для того, чтобы завести и направить колонну при свинчивании.
В нижней трубе для направления и центрирования спускаемой части колонны с оставшейся в скважине частью устанавливают конусную пробку, которую после соединения труб извлекают или разбуривают. После свинчивания колонну проверяют под растягивающей нагрузкой, равной 60—70% ее веса. Определяют герметичность места нового соединения колонны и при необходимости создают цементное кольцо в межколонном пространстве.
ИСПРАВЛЕНИЕ ВЕРХНЕГО КОНЦА ОСТАВШИХСЯ В СКВАЖИНЕ ТРУБ (ОБРЕЗОВ)
Исправление обрезов производят одним из следующих способов,
1. Обработка обреза справочными долотами, грушевидными
оправками и фрезерами, т. е. комбинацией их по размерам, начиная
245
от размера на 10—12 мм больше внутреннего диаметра колонны до номинального. Исправление производят так же, как и оправление дефектов колонны.
2. Наращивание на обрез специальной двухсторонней воронки, состоящей из нижней воронки с козырьком, патрубка и верхней воронки. Последнюю спускают на специальном право-левом переводнике или на шпильках. В первом случае воронку заводят в межтрубное пространство колонн и проворачиванием отвинчивают от спускаемых труб посредством право-левого переводника.
Во втором случае после установки воронки на обрез допуском •бурильных труб, на которых спускают воронку, шпильки срезают и воронка остается на обрезе. Диаметр верхней и нижней воронок меньше диаметра колонны на 5—10 мм. Все работы, связанные с установкой воронки на конец обреза, требуют меньше времени, чем при исправлении самого обреза колонны. Если возможно, обсадную трубу отвинчивают и извлекают и уже на ненарушенный конец оставшейся трубы устанавливают двухстороннюю воронку.
ПЕРЕКРЫТИЕ ДЕФЕКТОВ В ЭКСПЛУАТАЦИОННОЙ КОЛОННЕ ПУТЕМ СПУСКА ДОПОЛНИТЕЛЬНОЙ КОЛОННЫ
Дополнительные эксплуатационные колонны спускают в скважины в следующих случаях: 1) если невозможно ликвидировать дефект в эксплуатационной колонне путем цементирования; 2) в эксплуатационной колонне имеется несколько дефектов на разных глубинах, не поддающихся ремонту; 3) имеется возможность пропустить дополнительную обсадную колонну ниже места слома основной эксплуатационной колонны.
Дополнительные колонны спускают внутрь дефектных эксплуатационных колонн, устанавливая башмак ее ниже дефекта, или выше эксплуатационного горизонта, или на забое.
В отдельных случаях с целью экономии обсадных труб спускают «летучку», которая перекрывает только интервал дефектов, при этом нижняя и верхняя части эксплуатационной колонны остаются прежними. Верхний конец «летучки», находящийся на некотором расстоянии от устья скважины, оборудуют специальной направляющей воронкой, а нижний — башмаком с фаской.
Дополнительные колонны спускают в скважину с последующим цементированием их или же с установкой пакера. При цементировании дополнительной колонны обеспечивается надежная изоляция притока посторонних вод к фильтру скважины. Длина «летучки» принимается из расчета создания цементного кольца в затрубном пространстве на 30—50 м выше верхнего дефекта в эксплуатационной скважине.
Перед спуском в скважину резьбу «летучки» тщательно протирают и смазывают. Нижний конец ее оборудуют башмаком, а в соответствующих местах устанавливают пружинные фонари. На верхнем конце «летучки» 9 (рис. V.3) устанавливают воронку 8 с левой резьбой.
«Летучку» соединяют с колонной бурильных труб 1 посредством переводника — обратного клапана, который состоит из корпуса 2, муфты 6 с левой резьбой. Внутри муфты установлены шариковый клапан 4 с пружиной 3 и тарельчатый клапан 7. Каналы 5 соединяют полость бурильных труб через клапан 4 с кольцевым пространством, скважины.
После установки песчаной или гли-нопесчаной пробки выше фильтра и ша-блонирования колонны на бурильных трубах спускают «летучку» и цементируют ее. Затем закачивают расчетный объем цементного раствора и про-давочной жидкости и после этого способом обратной промывки вымывают излишний цементный раствор через шариковый клапан переводника. Близкое расположение каналов к воронке обеспечивает удаление цементного раствора из пространства выше воронки, благодаря чему исключается прихват цементом переводника и бурильных труб.
После затвердения цемента отвинчивают колонну бурильных труб, извлекают ее из скважины, определяют высоту подъема цемента за «летучкой» и испытывают ее на герметичность. Затем разбуривают цементную пробку, промывают скважину для удаления пробки, перекрывающей отверстия фильтра. На этом ремонт заканчивается.
Дополнительные обсадные колонны можно спускать с пакерами различных конструкций. Наиболее целесообразно применять пакеры механического и гидравлического действия, предназначенные для разобтдения пластов при раздельной эксплуатации нескольких пластов одной скважиной.
Дополнительную колонну с пакером «висячего» типа спускают следующим образом. В интервале существующего фильтра создают песчаную или глинопесчаную пробку, которая перекрывает отверстия фильтра. В скважину спускают шаблон и если последний беспрепятственно проходит по всему стволу, спускают дополнительную колонну с пакером до песчаной пробки. Воду в скважине заменяют глинистым раствором.
При использовании пакера механического действия уплотняют резиновые элементы весом дополнительной колонны. В случае применения пакера гидравлического действия, путем закачки жидкости
247
Рис. V.3. Переводник с обратным клапаном для спуска «летучки»
в трубы освобождают чашеобразные резиновые манжеты пакера от предохранительных кожухов. Верхнюю часть колонны укрепляют на устье скважины. Испытывают пакер и дополнительную колонну на герметичность. Для этого в затрубное пространство закачивают глинистый раствор под давлением 40—80 кгс/см2 (в зависимости от диаметра дефектной эксплуатационной колонны).
Если не наблюдается перелива глинистого раствора из труб дополнительной колонны, то это означает, что пакер уплотнен, а дополнительная колонна — герметична. В скважину спускают промывочные трубы, заменяют глинистый раствор водой и промывают ее от пробки.
Для спуска дополнительных колонн на небольшую глубину нельзя применять пакеры, уплотняемые весом колонны труб, так как вес колонны небольшой. В этих случаях применяют пакеры, уплотнение которых достигается при натяжке колонны труб вверх и установке верхнего конца колонны на клинья колонного фланца.
Дополнительную колонну («летучку») спускают в скважину с верхним и нижним самоуплотняющимся пакерами, чашеобразные манжеты которых препятствуют движению жидкости в кольцевом пространстве между дефектной и дополнительной колоннами.
Если дефект в эксплуатационной колонне находится на небольшой глубине от устья скважины, его трудно устранить заливками под давлением. Цементирование в этом случае не обеспечивает прочных цементных пробок, так как схватывание цементного раствора происходит при низкой температуре, небольшом давлении и значительном поглощении жидкости через дефект в колонне. Изоляционные работы при таких условиях можно проводить путем спуска дополнительной колонны в кольцевое пространство между эксплуатационной и технической колоннами или кондуктором.
При наличии на устье скважины колонной головки пьедестальный патрубок эксплуатационной колонны заменяют патрубком с заглушкой. Если же эксплуатационная колонна закреплена на хомуте, в ее верхнюю муфту ввинчивают заглушку, снимают колонну с хомута и осторожно разгружают.
На устье скважины/устанавливают ротор, затем на нижний конец дополнительной обсадной трубы навинчивают торцевой фрезер длиной 0,3—0,5 м. Наружный диаметр фрезера должен быть на 10—12 мм больше наружного диаметра муфты дополнительной обсадной колонны, а внутренний диаметр — на 8—10 мм меньше внутреннего диаметра этой колонны. Фрезеры применяют с зубьями высотой 22— 25 мм, нарезанными на торцовой части инструмента и армированными твердым сплавом.
К верхнему концу обсадной колонны через специальный переводник присоединяют вертлюг, обсадную колонну пропускают в отверстие стола ротора и накрывают фрезером верхний конец эксплуатационной колонны. В стол ротора вставляют набор вкладышей соответствующего размера и, вращая обсадную трубу с фрезером при одновременной промывке скважины глинистым раствором, обури-
248
вают эксплуатационную колонну на длину первой обсадной трубы. Обычным методом наращивают очередную обсадную трубу и продолжают обуривание до тех пор, пока дополнительная колонна не окажется на необходимой глубине. Затем на верхней муфте дополнительной колонны отвинчивают специальный переводник с вертлюгом, устанавливают цементировочную головку и цементируют дополнительную колонну.
Сразу же после закачки цементного раствора снимают цементировочную головку и монтируют колонную головку. Для этого в дополнительную и эксплуатационную колонны ввинчивают патрубки с фланцами и пьедесталом. Дополнительную колонну устанавливают на фланец технической колонны (кондуктора), а основную колонну — на пьедестал дополнительной колонны. После монтажа колонной головки скважину оставляют в покое на срок, необходимый для затвердения цемента.
Если эксплуатационная колонна была установлена на хомуте, сразу же после закачки цементного раствора снимают цементировочную головку и при помощи подъемного патрубка колонну устанавливают в то же положение, в каком она была до снятия с хомута. После затвердения цемента дополнительную колонну обвязывают с устьем, а эксплуатационную колонну сажают на хомут и вывинчивают из верхней муфты подъемный патрубок.
По окончании работ по цементированию дополнительной колонны, эксплуатационную колонну проверяют шаблоном и испытывают на герметичность.
ТАМПОНАЖНЫЕ ЦЕМЕНТЫ
Тампонажный цемент является разновидностью портландцемента и выпускается двух видов: для «холодных» и «горячих» скважин.
Для цементирования используют различные сорта тампонажного портландцемента, показатели которых соответствуют ГОСТ 1581—63 или определяются техническими условиями.
Требования к качеству цемента
Цементы, применяемые для цементирования скважин, должны обладать: 1) замедленным началом схватывания; 2) ускоренным началом твердения с соответствующей этому моменту высокой прочностью; 3) низкой проницаемостью после схватывания и твердения; 4) большой текучестью; 5) высокой плотностью.
Начало схватывания цементного раствора характеризуется потерей подвижности и загустеванием раствора.
На схватывание цементного раствора в скважине влияет водо-цементное отношение, степень помола, присутствие и состав воды, нефти и газа, температура и давление.
Данные о сроках схватывания цементных растворов и прочности образцов цементного камня для «холодных» и «горячих» скважин приведены в табл. V.2.
249
Таблица V.2 Сроки схватывания и пределы прочности цементного камня
Цемент Температура твердения, °С Начало схватывания после затворе-ния, ч (не ранее) Конец схватывания после затворе-ния, ч (не позднее) Предел прочности при изгибе, кгс/смг (не менее)
Для «холодных» скважин 22 ±2 2 10 27
Для «горячих» скважин 75 ±3 1 ч 45 мин 4 ч 30 мин 62
Водо-цементным отношением называют отношение весового количества воды к весовому количеству сухого цемента (В : Ц).
Водо-цементное отношение оказывает существенное влияние на прочность цементного камня и на сроки начала и конца схватывания цементного раствора.
При капитальном ремонте для цементирования скважин применяют растворы с водо-цементным отношением от 0,4 до 0,5.
СПЕЦИАЛЬНЫЕ СОРТА ТАМПОНАЖНЫХ ЦЕМЕНТОВ
При цементировании, кроме тампонажных портландцементов, применяют специальные сорта цементов.
Портландцемент тампонажный песчанистый получается при совместном тонком измельчении клинкера тампонаж-ного портландцемента, кварцевого песка и гипса или при тщательном смешивании сухого тампонажного цемента с предварительно измельченным кварцевым песком.
Песчанистый портландцемент выпускается двух видов — для «холодных» и «горячих» скважин. Применяется песчанистый портландцемент при изоляционных и возвратных работах в скважинах, сильно поглощающих жидкость, и для борьбы с пробкообразо-ванием.
Волокнистый тампонажный цемент (НРБ) состоит из обычного тампонажного цемента с добавкой 1,5—3% волокнистых материалов (асбестовых мелочей или отходов текстильной промышленности).
Цементный камень из волокнистого цемента обладает малой, по сравнению с обычным цементным камнем, водопроницаемостью и более высоким пределом прочности. Цементный раствор из волокнистого цемента неглубоко проникает в пласт, что сокращает расход цемента и обеспечивает надежную перфорацию скважин.
Волокнистый цемент предназначен для цементирования скважин, сильно поглощающих жидкость.
250
Гельцемент представляет собой смесь тампонажного цемента и бентонитовых глин. Обычно в промысловых условиях гель-цемент приготавливают на глинистом растворе плотностью 1100— 1150 кг/м3.
Применяют этот цемент для цементирования скважин, интенсивно поглощающих жидкость, что существенно сокращает расход тампонажного цемента.
Цементы тампонажные утяжеленные предназначены для цементирования нефтяных и газовых скважин, имеющих высокое пластовое давление, а также для изоляции пластов соленосных отложений.
Белитокремнезем истый цемент (БКЦ) предназначен для цементирования высокотемпературных нефтяных и газовых скважин в интервале температур от 90 до 300° С и давлений 500—700 кгс/см2.
Шлакопесчаные цементы являются гидравлическими вяжущими веществами, получаемыми совместным тонким измельчением высушенного гранулированного доменного шлака, кварцевого песка и, в ряде случаев, портландцементного клинкера. Вместо клинкера в шлакопесчаную смесь возможно добавление портландцемента.
Шлакопесчаные цементы предназначены для цементирования нефтяных и газовых скважин, в том числе для изоляции соленосных отложений.
Портландцемент тампонажный облегченный получается путем совместного помола тампонажного портландцементного клинкера и гипса или путем тщательного смешивания тех же материалов, измельченных раздельно.
Портландцемент облегченный применяют для цементировочных работ в скважинах с низким пластовым давлением.
Расширяющийся цемент представляет собой смесь 75—85% тампонажного и 15—25% гипсоглиноземистого цементов.
В процессе схватывания объем цемента увеличивается до 2% от первоначального, в результате чего в затрубном пространстве развивается значительное давление. Это способствует образованию более плотного и непроницаемого кольца цементного камня. Качество выбранной марки тампонажного цемента должно быть проверено в лаборатории.
На каждую партию цемента для заливки, проба которой испытана в лаборатории, выдается паспорт по установленной форме. Цементирование скважины цементом, не имеющим паспорта об испытании, не допускается.
Цемент должен просеиваться на цементном складе не более чем за 6 суток до цементирования. Цементирование скважины без предварительного просеивания цемента воспрещается.
Во время доставки цемента на буровую он должен быть защищен от влияния атмосферных осадков.
251
РЕГУЛИРОВАНИЕ СВОЙСТВ ЦЕМЕНТНОГО РАСТВОРА
Для увеличения сроков схватывания цементных растворов применяют реагенты-замедлители, а для сокращения — ускорители.
В настоящее время в качестве реагентов-замедлителей применяют: сульфит-спиртовую барду (ССБ); карбоксиметилцеллюлозу (КМЦ) марок Л-35, Л-40 и ПР-0-27, лесохимические полифенолы (ПФЛХ), синтан марки ПЛ, гексаметафосфат натрия (ГМФН), виннокаменную кислоту (ВК) и ее производные, лакричный корень и другие.
Сульфит-спиртовая барда (ССБ) является отходом целлюлозной промышленности. Концентрат жидкой ССБ представляет собой густую жидкость темно-коричневого цвета плотностью 1250—1300 кг/м3.
ССБ применяют для замедления сроков схватывания цементного раствора. Вследствие непостоянства состава цемента и ССБ нельзя выработать общих норм добавки, поэтому в каждом конкретном случае подбор необходимого количества замедлителя производится лабораторным способом. Добавка ССБ повышает подвижность цементного раствора. Цемент следует затворять при водо-цементном отношении, равном 0,5, с учетом объема ССБ. Снижать водо-цементное отношение не рекомендуется, так как это может привести к сокращению сроков схватывания.
Подобранные лабораторией расчетные количества ССБ и воды равномерно растворяют в мерниках цементировочных агрегатов перед затворением цементного раствора. Практикой установлено, что на 1 т сухого цемента (Карадагского завода) требуется в среднем жидкой ССБ 16—20 л.
Карбоксиметилцеллюлоза (КМЦ) марок Л-35, Л-40, ПР-0-27 является замедлителем начала схватывания цементного раствора при температуре 75 и 120° С.
КМЦ представляет собой белый зернистый порошок плотностью 1700 кг/м3. При растворении КМЦ в воде получается густая жидкость желтоватого цвета, похожая на патоку. Для получения цемента с началом схватывания 5—6 ч при температуре 75° С достаточно к нему добавить КМЦ в количестве 0,5—0,6%.
При температуре 120° С цементы с началом схватывания 5—6 ч можно получить при добавке 1 % КМЦ марки Л-40 и 1 % КМЦ серийного выпуска.
Синтан марки ПЛ. Для получения цемента с началом схватывания 5—6 ч при температуре 75° С необходимо к тампонаж-ному цементу для «горячих» скважин добавлять 0,3—0,7% (от веса сухого цемента) синтана марки (ПЛ и 0,2—0,4% НЧК, а при температуре 120° С, соответственно, 2% синтана марки ПЛ и 0,2—0,4% НЧК).
Лакричный корень. Цемент с началом схватывания 5— 6 ч с добавкой лакричного корня можно получить при температуре 75° С и добавке 0,3—0,7% лакричного корня и 0,2—0,4% НЧК.
В качестве реагентов-ускорителей применяют хлористый кальций (2—3% от веса сухого цемента), хлористый алюминий (до 10%), кальцинированную соду и жидкое стекло.
Количество ускорителей, так же как и замедлителей, определяется лабораторным путем в зависимости от характера скважины, способа цементирования и сорта тампонажного цемента.
Реагенты предварительно растворяют в воде, в которой затворяют цемент. Полученный цементный раствор закачивают в скважину.
СПОСОБЫ ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ СКВАЖИН
Цементирование скважин производят в случаях, когда необходимо: 1) обеспечить изоляцию продуктивных объектов от посторонних вод; 2) создать цементный стакан на забое скважины или цементный мост; 3) перекрыть (герметизировать) отверстия фильтра скважины при возврате ее на выше- или нижележащий горизонты; 4) создать цементные пояса (перегородки) с целью надежной изоляции от напорных нижних вод; 5) перекрыть (отремонтировать) дефекты в эксплуатационной колонне; 6) обеспечить изоляцию продуктивных объектов от посторонних вод в интервале спуска «хвостовика» при зарезке и бурении второго ствола, а также при спуске дополнительной колонны или «хвостовика» в старых эксплуатационных скважинах; 7) закрепить призабойную зону скважин с целью предотвращения или уменьшения пробкообразования.
Цементирование скважин является одной из самых сложных, ответственных и трудоемких операций. Во избежание осложнений и аварий необходимо принять все меры, обеспечивающие нормальный процесс цементирования. С этой целью каждую скважину следует подготовить. Подготовка заключается в следующем.
Определяют глубину и степень чистоты забоя скважины, состояние колонны и степень поглощаемости пласта. Подготавливают подъемные механизмы, цементировочные агрегаты, наземное оборудование и инструмент. Проверяют и спрессовывают линии, идущие от цементировочных агрегатов к заливочной головке на полуторакрат-жое давление против ожидаемого максимального давления.
Перед спуском труб в скважину для цементирования мастер обязан тщательно проверить их состояние (во избежание спуска в скважину дефектных труб) и замерить их длину.
Процесс цементирования следует проводить с таким расчетом, чтобы уложиться в сроки до начала схватывания цемента.
Технологические процессы цементирования скважин различны и могут осуществляться следующими способами.
ЦЕМЕНТИРОВАНИЕ ПОД ДАВЛЕНИЕМ
Цементирование под давлением проводится через: отверстия фильтра скважины, специально прострелянные отверстия или дефект в колонне с целью продавить в пласт или за колонну расчетное
253
количество цементного раствора. Это мероприятие вызывается необходимостью заполнить цементным раствором все пути проникновения посторонних вод для надежной изоляции от них нефтяного горизонта. Чем медленнее продавливают цементный раствор в пласт, чем выше давление, тем надежнее перекрываются пути движения посторонних вод и тем эффективнее будет изоляция.
Однако максимальное давление не должно превышать допустимого внутреннего давления для данного диаметра эксплуатационной колонны (с учетом ее состояния и марки стали труб). Создание чрезмерных давлений может привести к слому и смятию колонны.
Применяют следующие разновидности цементирования под давлением.
Цементирование под давлением через-трубы с последующим разбуриванием цементного стакана. В этом случае спущенные в скважину заливочные трубы устанавливают на 5—10 м выше верхних отверстий фильтра или дефекта в колонне и через них продавливают под давлением цементный раствор. Оставшиеся излишки цементного раствора вымывают из скважины способом обратной или прямой промывки. Цементный стакан, находящийся ниже конца заливочных труб, после твердения разбуривают.
Цементирование под давлением через заливочные трубы с вымыванием излишков дементного раствора. Этот способ цементирования применяют в случае, когда хотят избежать разбуривания цементного стакана в колонне. Сущность способа заключается в том, что после продавки цементного раствора в пласт наращивают колонну заливочных труб и вымывают цементный раствор из скважины.
При этом способе конец заливочных труб следует устанавливать ближе к верхним отверстиям фильтра. Если вымывание раствора производят без наращивания колонны заливочных труб, то конец труб устанавливают ниже нижних отверстий фильтра, но при этом вымывание цементного раствора должно протекать с противодавлением на пласт и до наступления начала схватывания цементного раствора. Этим способом рекомендуется пользоваться при использовании нефтецементных растворов.
Комбинированный способ цементирования применяют при необходимости оставления скважины под давлением после цементирования до конца схватывания цементного раствора. Сущность способа заключается в следующем. Нижний конец заливочных труб устанавливают в пределах нижних отверстий фильтра скважины. После прокачки и вытеснения цементного рас-эгвора из заливочных труб последние поднимают выше уровня цементного раствора, устье скважины герметизируют, цементный раствор продавливают жидкостью, закачиваемой в трубы или одновременно в трубы и в кольцевое пространство, после чего скважину оставляют закрытой под давлением до конца схватывания цементного раствора.
254
Цементирование через эксплуатационную колонну (по способу «перкинса») применяют в основном при цементировании эксплуатационной колонны, спущенной дополнительной колонны или при замене части колонны.
Сущность цементирования по этому способу заключается в следующем. На колонный фланец герметично крепят цементировочную арматуру, через которую цементный раствор закачивают непосредственно в эксплуатационную колонну и затем жидкостью продавливают в пласт. После окончания продавки, устье скважины герметизируют и оставляют ее в покое на срок, необходимый для затвердения цемента.
ЦЕМЕНТИРОВАНИЕ БЕЗ ДАВЛЕНИЯ
Цементирование без давления производят в тех случаях, когда надо создать новый цементный забой, цементный стакан в стволе скважины или цементным камнем перекрыть нижнюю часть фильтра эксплуатационного объекта. В основном этот способ применяют при возврате на вышележащий горизонт, когда нет опасности прорыва посторонних вод. Цементирование без давления будет протекать успешно при условии, если скважина хорошо промыта при циркуляции жидкости. Если же наблюдается полное или частичное поглощение жидкости, забой скважины следует затрамбовать песком или глиной для перекрытия отверстий существующего фильтра.
Цементирование без давления можно проводить с помощью цементировочного агрегата и без него по способу «сифона» или с применением желонки.
Цементирование заливочным агрегатом производят в следующем порядке. После обследования колонны в скважину спускают заливочные трубы, нижний конец которых устанавливают над песчаной пробкой на высоте, соответствующей нижнему основанию создаваемого цементного стакана. Вверху трубы посредством цементировочной арматуры связываются с устьем скважины.
После соединения цементировочной арматуры с заливочным агрегатом прокачивают воду в объеме, равном 1,5—2 объемам заливочных труб, для контрольной проверки чистоты их. Вслед за этим прокачивают расчетное количество цементного раствора, который проталкивают и вытесняют в кольцевое пространство до выравнивания высоты столба раствора в трубах и в кольцевом пространстве. Затем трубы приподнимают на высоту создаваемого в колонне цементного стакана. Вновь устанавливают цементировочную арматуру и вымывают излишний цементный раствор способом обратной промывки. После окончания срока твердения цементного раствора допуском заливочных труб с прокачкой воды проверяют местонахождение и крепость вновь созданного цементного забоя.
Цементирование по способу «сифона» проводят следующим образом. Спускают колонну заливочных труб и
255 .
перед цементированием через вертлюг промывают скважину водой до полной замены жидкости. Затем вертлюг разъединяют и трубы оставляют подвешенными на элеваторе, установленном на устье; при этом нижний конец заливочных труб устанавливают на глубине, соответствующей основанию создаваемого цементного стакана.
На верхний конец заливочных труб устанавливают специальную воронку с сеткой. Цементный раствор, затворенный вручную в чане, расположенном вблизи устья, через воронку заливают в трубы. По-окончании заливки всего расчетного количества цементного раствора через вертлюг с помощью насоса закачивают воду.
Движение жидкости будет происходить до тех пор, пока не наступит равновесие столбов цементного раствора в трубах и в кольцевом пространстве. Прекращение движения жидкости будет означать окончание продавки цементного раствора. Затем заливочные трубы приподнимают на высоту, соответствующую высоте создаваемого цементного стакана, и вымывают излишний цементный раствор способом прямой промывки. После этого поднимают 80—100 м заливочных труб и скважину оставляют в покое на срок, необходимый для твердения цементного раствора. По окончании этого срока допуском заливочных труб с прокачкой воды проверяют местонахождение и крепость цементного стакана.
При создании цементных стаканов в стволе скважины тем или иным способом в ряде случаев не происходит надежного схватывания и твердения раствора. Цемент в стволе скважины может не схватиться и не затвердеть вследствие неудовлетворительного качества самого тампонажного цемента, плохой подготовки ствола скважины, наличия различных примесей вводе, на который затворяется раствор, проникновения в ствол скважины в зоне создания цементного стакана нефти, газа или пластовых вод и ряда других причин.
Поэтому буровой мастер обязан убедиться, что созданный цементный стакан обладает надежной крепостью. Если он вымывается, необходимо промыть скважину до забоя или до крепкого места и произвести повторный цементаж. Если цементный стакан рыхлый, то он в процессе эксплуатации скважины быстро разрушится и в скважину начнут проникать посторонние воды. Рекомендуется после создания цементного стакана проверять его крепость допуском заливочных труб с применением промывки.
Цементирование желонкой применяется в скважинах глубиной до 800—900 м.
Сущность этого метода заключается в том, что специальную заливочную желонку с небольшим количеством цементного раствора спускают на забой. Применяют желонки различных конструкций. Количество заливаемого раствора за один прием (спуск) зависит от диаметра эксплуатационной колонны, длины и диаметра желонки.
Для цементирования этим способом необходимы наличие плотного забоя, обеспечивающего открытие клапана при ударе желонки о забой, и соответствующая водная среда для нормального схватывания и твердения цемента. Для получения такой среды перед цементиро-
256
ванием этой же желонкой спускают на забой в несколько приемов морскую или пресную воду.
В емкости, установленной около устья скважины, затворяют необходимое количество цемента. Заполненную цементным раствором i желонку спускают в скважину, ударяют, о забой; при этом клапан открывается и цементный раствор выливается на забой. Спуск желонки, заполненной цементным раствором, производят несколько раз, пока на забое не накопится необходимое количество цементного раствора. При этом однако необходимо все операции по спуску желонки производить в весьма краткие сроки, до начала схватывания цементного раствора.
ЦЕМЕНТИРОВАНИЕ СКВАЖИН, СИЛЬНО ПОГЛОЩАЮЩИХ ЖИДКОСТЬ
В призабойной зоне скважин, эксплуатирующих рыхлые, слабо сцементированные пласты, в результате длительной их эксплуатации и большого отбора жидкости и песка могут образоваться каверны и каналы, резко повышающие поглотительную способность скважины. В таких скважинах по мере ввода цементного раствора вначале будут заполняться пустоты, являющиеся путями наименьшего сопротивления движению. Заполнение цементом призабойной зоны в последующем ухудшают условия притока и освоения скважины и нередко приводит к полному прекращению притока жидкости из пласта. На практике известны случаи, когда в одной и той же скважине для получения полного насыщения приходилось производить многократное цементирование, бесполезно расходуя большое количество тампонаж-ного цемента. Обычный способ цементирования в таких скважинах весьма редко дает положительные результаты. Для успешной изоляции посторонних вод надо добиваться условий для создания высоких давлений при продавке цементного раствора за колонну. Поэтому при цементировании в таких скважинах предварительно вводят песок в пласт, добавляют алюминиевый порошок в цемент, гель-цемент, волокнистый цемент, применяют специальные цементы с небольшими сроками начала схватывания и быстросхватывающиеся цементные смеси (пасты).
Цементирование под давлением с предварительным вводом песка в пласт. Предварительный ввод песка в пласт имеет целью создание условий цементирования, при которых возможно регулирование процесса.
Песок вводят с целью заполнения пустот за колонной, в призабойной зоне скважины. По мере заполнения призабойной зоны песком поглощение жидкости уменьшается. Вводят песок до тех пор, пока частично не восстановится циркуляция, затем производят цементирование под давлением. Предварительный ввод песка в значительной степени сокращает расход тампонажного цемента, число повторных заливок, время ремонта, не ухудшая при этом условий освоения скважины после капитального ремонта.
17 Заказ 1428 257
Цементирование с добавкой алюминиевого порошка. Добавка алюминиевого порошка к цементу в количестве 0,25—0,3% (от веса сухого цемента) обеспечивает плотный контакт между стенками скважины и цементным камнем, так как цементный раствор с алюминиевым порошком при твердении в затрубном пространстве не только не дает усадки, но даже расширяется. В этом и состоят особенности этого способа: цементный раствор с добавкой алюминиевого порошка, увеличиваясь в объеме, уменьшает свободный от пород объем в призабойной зоне. Последующим цементированием создаются благоприятные условия для движения цементного раствора в направлении водопроводящих каналов.
Цементирование с предварительной глинизацией пласта производят в следующей последовательности. Скважину обследуют и промывают до прекращения циркуляции (вследствие сильного поглощения). Нижний конец заливочных труб устанавливают у верхних отверстий фильтра или у места дефекта в колонне. Через трубы в поглощающий пласт закачивают глинистый раствор большой вязкости порциями по 4 м3 через каждые 10—30 мин. После того как в пласт введено некоторое количество глинистого раствора, циркуляция восстанавливается. Скважину цементируют под давлением, с оставлением цементного стакана.
Цементирование с предварительной глинизацией применяют только при изоляции тех пластов, которые в дальнейшем не будут эксплуатироваться.
ЦЕМЕНТИРОВАНИЕ СКВАЖИН, СЛАБО ПОГЛОЩАЮЩИХ ЖИДКОСТЬ
Сущность этого метода заключается в том, что для обеспечения возможности продавливания цементного раствора через отверстия фильтра в узкие водопроводящие каналы в породе создают те же условия движения, какие наблюдаются при притоке воды в скважины во время ее опробования, т. е. расход жидкости при продавливании цементного раствора выбирают таким, чтобы он соответствовал количеству жидкости, поглощаемой пластом.
По мере движения цементного раствора по водопроводящим каналам к водоносному пласту, откуда поступала посторонняя вода, и по мере заполнения их давление постепенно будет возрастать. Продавку следует прекратить по достижении максимально допустимого давления или до начала срока схватывания цементного раствора. Для нормального ведения процесса цементирования в скважинах с небольшой приемистостью, задавливают раствор при самой минимальной производительности насоса заливочного агрегата.
Излишний цементный раствор вымывают, создавая противодавление путем неполного открытия крана, расположенного на цементировочной арматуре.
Цементирование с предварительным гидравлическим разрывом пласта заключается в том,
258
что в скважинах, обводнившихся подошвенной водой, где приемистость пласта слабая, перед цементированием производят гидравлический разрыв пласта с целью образования глубоко проникающих в пласт горизонтальных трещин в намеченном интервале. В образовавшихся трещинах создают прочный экран из цементного раствора. Цементирование скважин с целью изоляции нефтеносной части пласта от подошвенной воды путем заполнения образовавшихся после гидроразрыва трещин только одним чистым цементным раствором не дает эффекта, так как при снятии или уменьшении давления трещина смыкается, цементный раствор выдавливается из нее, а оставшаяся пленка цемента оказывается недостаточной для^ изоляции притока подошвенной воды. Поэтому после гидроразрыва цементирование надо проводить песчано-цементным раствором. Если предполагается, что давление разрыва или давление при продавке цементного раствора в образовавшиеся трещины может превысить допускаемое давление на эксплуатационную колонну, то работы следует производить с помощью пакера.
ЦЕМЕНТИРОВАНИЕ СВЕРХГЛУБОКИХ СКВАЖИН
Цементирование сверхглубоких скважин имеет свои особенности: процесс происходит при высоких температурах и больших пластовых давлениях.
При выборе заливочных труб для спуска на| большие глубины, необходимо конструкцию колонны подбирать таким образом, чтобы по возможности для каждой ступени труб одного диаметра иметь одинаковый запас прочности. Кроме того, объем спущенных заливочных труб по возможности должен быть наименьшим.
Продавливание цемента в пласт и «обратная» промывка излишков цементного раствора ведутся двумя агрегатами (при большем числе одновременно работающих агрегатов создаются повышенные гидравлические сопротивления), а продавка в пласт — одним агрегатом при минимальном расходе жидкости.
Перед началом цементирования необходимо тщательно проверить приемистость пласта и наличие обратной отдачи.
Для цементирования сверхглубоких скважин, на забое которых температура достигает 100° С и более, для приготовления цементного раствора не рекомендуется применять цементы в чистом виде. Период с момента приготовления цементного раствора до начала его схватывания может оказаться настолько коротким, что не удастся продавить раствор в пласт. В связи с этим необходимо добавлять в цементный раствор замедлители схватывания. Процесс цементирования должен производиться таким образом, чтобы полностью исключить проникновение цементного раствора в затрубное пространство. Для этого необходимо закрыть затрубный кран, не докачав 1—1,5 м3 расчетного количества жидкости. При цементировании скважин, слабо поглощающих жидкость, затрубный кран перекрывают, не докачав 0,4—0,5 м3 жидкости. Но в таком случае в процессе
17* 259
проталкивания с увеличением столба цемента в затрубном пространстве необходимо, постепенно повышая давление, создать противодавление до 50—60 кгс/см2. Раствор по мере возможности следует продавливать на первой скорости агрегата. При этом необходимо следить за давлением в затрубном пространстве.
Процесс продавки должен быть прекращен по достижении максимальной величины допустимого давления. Вымывать излишки раствора следует лишь после того, когда прекратится падение давления. Излишний цементный раствор вымывается при противодавлении на пласт. Нельзя допускать резкого снижения давления в скважине, так как может произойти нарушение эксплуатационной колонны.
ЦЕМЕНТИРОВАНИЕ ФОНТАННЫХ СКВАЖИН
Перед цементированием скважину необходимо заглушить (в зависимости от пластового давления водой, нормальным или утяжеленным глинистым растворами).
Известно, что даже незначительное движение газа в призабойной зоне скважины ухудшает условия схватывания цементного раствора, поэтому следует в каждом случае выбирать наиболее эффективный и безопасный способ, но обязательно такой, чтобы по окончании цементирования скважину оставлять под давлением, герметично закрытой.
Обычно применяют комбинированный способ цементирования. Конец заливочных труб устанавливают у нижних отверстий фильтра, поэтому с самого начала процесса продавки за колонну поступает цемент, а не глинистый раствор. Это очень важно, когда скважина слабо поглощает жидкость (0,1—0,15 м3/мин) при давлениях, составляющих 60—70% от максимально допустимого на колонну. Безопасность прихвата заливочных труб обеспечивается тем, что трубы поднимают выше уровня вытесненного цементного раствора. При этом используют способ обратной промывки скважины. После продавки цементного раствора в пласт и по достижении максимально допустимых давлений устье герметизируют и скважину оставляют под давлением на срок, необходимый для твердения цемента.
ЦЕМЕНТИРОВАНИЕ С ПРИМЕНЕНИЕМ ПАКЕРОВ
Цементирование с применением пакеров имеет следующие преимущества.
1. Высокое давление, создаваемое в заливочных трубах в процессе продавливания цементного раствора, не передается на эксплуатационную колонну от пакера до устья.
2. Исключается возможность проникновения цементного раствора в затрубное пространство.
3. Имеется возможность цементирования скважины под давлением при негерметичности верхней части эксплуатационной колонны (так как пакер изолирует участок эксплуатационной колонны с дефектом).
Цементирование с извлекаемым пакером применяют при изоляции посторонних вод, дефектов в эксплуатаци-
260
онной колонне и установке цементных пробок. Скважину обследуют и промывают. Замеряют глубину забоя и расстояние от устья до статического уровня, спускают колонну заливочных труб с извлекаемым пакером, который устанавливают и уплотняют на глубине L (в м):
L = H-h, (V.I)
где Н — расстояние от устья скважины до верхних отверстий фильтра; /гц — высота цементной пробки; уц. р, YB — соответственно, плотности цементного раствора и воды.
В трубы закачивают цементный раствор и продавливают его водой. Затем срывают пакер и поднимают его из скважины. Скважину оставляют в покое на срок, необходимый для твердения цементного раствора.
Цементирование с неизвлекаемым пакером применяют в тех же случаях, что и цементирование с извлекаемым пакером. При этом способе полностью исключается разбавление цементного раствора жидкостью из ствола скважины и вытекание его из призабойной зоны. Неизвлекаемый пакер спускают на глубину (Н — /1Ц), устанавливают и уплотняют. После закачки цементного раствора в трубы бросают шарик, который садится на конусное седло и закрывает доступ жидкости под пакер. Затем отвинчивают переводник и вымывают излишки цементного раствора над пакером. При этом давление столба жидкости в стволе скважины не передается в пространство под пакером.
ЦЕМЕНТИРОВАНИЕ НЕФТЕЦЕМЕНТНЫМ РАСТВОРОМ
Этот способ применяют для изоляции вод. При этом цемент следует затворять на углеводородной жидкости (нефти, дизельном топливе, керосине). За последнее время применение нефтецементных растворов для изоляции посторонних вод широко распространено.
При приготовлении нефтецементного раствора в него добавляют поверхностно-активные вещества (ПАВ): крезол, асидол, ОП-10, фенол, нейтрализованный черный контакт (НЧК), нафтанат кальция
и др.
Добавка ПАВ улучшает смешивание тампонажного цемента и углеводородной жидкости и превращает их в однородную массу, способствуя сохранению подвижности раствора в течение длительного времени и облегчая замещение (вытеснение) углеводородной жидкости при контакте раствора с водой.
По сравнению с обычным водоцементным раствором нефтецемент-ный раствор имеет следующие преимущества.
При контакте с водой раствор отфильтровывает углеводородную жидкость, быстро загустевает и твердеет. Без контакта с водой (в нефтенасыщенных частях пласта) нефтецементный раствор сохраняет подвижность в течение длительного времени. Поэтому он
261
способен проникать в глубокие трещины при продавке и вымывается из пласта при освоении скважины.
В скважинах, где применение нефтецементных растворов приводит к снижению дебита нефти после изоляционных работ, а также в скважинах, сильно поглощающих жидкость, применяют нефте-цементнопесчаный раствор.
Исследованиями установлено, что в присутствии ПАВ, в частности крезола, тампонажные цементы хорошо смешиваются с дизельным топливом, нефтью или керосином. Растворы на нефтяной основе после твердения обладают лучшими механическими свойствами по сравнению с обычными цементными растворами.
Рецептуры нефтецементных растворов перед заливкой необходимо уточнять в промысловых условиях на цементе, предназначенном для заливки конкретной скважины. При разработке рецептуры нефтеце-ментного раствора выбирают соответствующую жидкость для затворе-ния и ПАВ, которые увеличивали бы подвижность раствора при уменьшенном нефтецементном отношении, ускоряли бы процесс замещения нефтепродукта водой после того, как раствор будет продавлен в пласт. При этом цемент быстро схватывается и твердеет в водоносной части пласта.
Чтобы облегчить выделение из раствора нефтепродукта и лучше уплотнить образовавшееся в трещинах и пустотах цементное тесто, следует в процессе задавливания раствора несколько раз попеременно увеличивать давление до максимума и снижать до нуля.
Для этой же цели к воде, применяемой в качестве продавочной жидкости, добавляют различные водорастворимые ПАВ. В качестве продавочных жидкостей применяют морскую воду с добавкой сульфа-нола, а также щелочную воду.
Нефтецементный раствор приготавливают в замерной емкости агрегата следующим образом. Замерную емкость сначала заполняют расчетным объемом углеводородной жидкости, в которой растворяют поверхностно-активное вещество. Эту смесь перемешивают насосом цементировочного агрегята до получения однородного раствора, после чего цемент затворпют обычным путем. Полученный нефтеце-ментный раствор закачивают в замерную емкость другого агрегата и дополнительно перемешивают. Проходя через насос, раствор хорошо перемешивается и приобретает необходимую однородность.
Процесс заливки происходит в следующей последовательности. В заливочные трубы закачивают порцию углеводородной жидкости в объеме, достаточном для образования в эксплуатационной колонне столба высотой 20 м (нижнюю буферную «пробку»), который препятствует смешиванию нефтецементного раствора с водой, вытесняемой из заливочных труб и затрубного пространства. Вслед за нижней буферной «пробкой» в скважину закачивают нефтецемент-ный раствор, а затем создают верхнюю буферную «пробку», закачивая углеводородную жидкость в объеме, который занимает в заливочных трубах высоту 100—120м. Это делается для того, чтобы предохранить нефтецементный раствор от смешивания с продавочной
262
жидкостью. Когда столб цементного раствора по расчету достигнет нижнего конца заливочных труб, кран затрубного пространства на цементировочной арматуре закрывают и продавливают нефтецемент-ный раствор в отверстия фильтра. При достижении максимального давления продавливание считают законченным. Обратной промывкой вымывают излишки нефтецементного раствора, после чего приподнимают заливочные трубы на высоту, при которой исключается возможность их прихвата. Скважину оставляют в покое на срок, необходимый для твердения цемента, после чего ее промывают или разбуривают цементную пробку, колонну испытывают на герметичность и перфорируют в интервале существующего фильтра.
Применение нефтецементных растворов следует рассматривать как наиболее эффективный метод успешной изоляции притоков верхних, нижних, промежуточных и подошвенных вод.
Эффективность цементирования нефтецементными растворами гораздо выше, чем водоцементными растворами, и почти полностью исключает возможность цементации нефтяного объекта.
ЦЕМЕНТИРОВАНИЕ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ СИНТЕТИЧЕСКОЙ СМОЛЫ
В восточных районах страны для исправления некачественного цементного кольца и изоляции посторонних вод применяют синтетическую смолу ФР-12 — стабилизированный спиртом и пластифицированный этиленгликолем раствор резорцино-формальдегиднои смолы темно-коричневого цвета вязкостью 250—300 сПз при температуре 20° С, хорошо растворимый в воде и нерастворимый в нефтепродуктах. Отвердителем смолы является параформ или формалин.
Вследствие небольшой вязкости при пластовой температуре водные растворы смолы легко проникают в мельчайшие трещины цементного камня и в поры породы. Смола твердеет в нейтральной среде как на контакте с песчаником, так и на контакте с цементным камнем. Отверждение смолы происходит в водонасыщенных и нефте-насыщенных участках пласта, т. е. смола является неселективным изолирующим материалом. Отвержденная смола имеет прочность на разрыв до 10 кгс/см2 и обладает хорошим сцеплением с поверхностями цемента, породы и металла обсадных труб. Время отверждения смолы зависит от степени разбавления ее водой, концентрации отвердителя, температуры среды, способа и времени перемешивания смолы и отвердителя. Поэтому для проведения изоляционных работ приготавливают раствор смолы с водой и отвердителем.
Для приготовления 1 м3 раствора смолы, твердеющей через 2— 4 ч при температуре пласта 30° С, в 10 л пресной воды растворяют 1,7 кг каустической соды. Полученный-раствор разбавляют водой до 200 л в бункере цементировочного агрегата и нагревают до 50° С. В нагретой жидкости растворяют 60 кг параформа и эту смесь перемешивают насосом в течение 10 мин. Добавляют в смесь воду до объема 330 л и охлаждают ее до 20° С. Затем в полученную смесь добавляют 670 л смолы. После перемешивания смеси насосом в течение 15 мин получают необходимый раствор.
263
Цементирование с использованием синтетической смолы производят путем: 1) закачки смеси через отверстия фильтра и 2) закачки смеси через специально прострелянные отверстия с использованием пакера. После закачки оставляют пробку из смеси в интервале фильтра скважины, а излишки вымывают. Через сутки разбуривают пластмассовую пробку, испытывают колонну на герметичность и перфорируют ее против продуктивного пласта.
УСТАНОВКА ИСКУССТВЕННЫХ ПРОБОК
Искусственные пробки в колонне устанавливают при: возврате на вышележащий горизонт; изоляции от посторонних вод цементированием под давлением через специально прострелянные отверстия или через дефект в колонне; закрытии вод верхней части фильтра скважины; обследовании состояния верхней части эксплуатационной колонны; ликвидации скважины.
Искусственные пробки могут быть песчаными, глинистыми, гли-нопесчаными, цементными, резиновыми, резино-металлическими.
Песчаные пробки. Для создания искусственных песчаных пробок применяют песок, просеянный через сито с ячейками 2x2 мм. Процесс создания пробки называют трамбовкой скважины. Пробку создают с помощью пескосмесительного агрегата ЗПА путем закачки смеси воды с песком (концентрация песка 150—200 г/л) в спущенную колонну насосно-компрессорных труб, нижний конец которых устанавливают на 7—10 м выше верхних отверстий фильтра. После закачки смеси прокачивают воду в объеме труб при скорости восходящего потока не более 4 м/с. Во время прокачки воды песок оседает на забое, образуя пробку.
После осаждения песка и образования пробки допуском труб с промывкой проверяют глубину местонахождения пробки. Если окажется, что пробка создана большей высоты, чем это требовалось, часть пробки надо промыть. В неглубоких скважинах, сильно поглощающих жидкость, с диаметром колонны 219 мм и больше применяют трамбовку без труб, т. е. засыпают песок с устья непосредственно в ствол скважины с одновременной закачкой воды. После засыпки песка и его осаждения замеряют забой с помощью аппарата Яковлева или желонки для установления глубины насыпной пробки.
Ввод песка в пласт отличается от трамбовки скважины песком тем, что при трамбовке создают условия для спокойного оседания песка в эксплуатационной колонне, а при вводе песка в пласт создают такие условия, чтобы песок не задерживался в колонне, проникал бы в пустоты за колонной, в призабойной зоне. Поэтому ввод песка проводят при полностью вскрытом фильтре. При наличии пробки необходимо промыть скважину до полного вскрытия фильтра.
Процесс ввода песка в пласт заключается в следующем. Заливочные трубы спускают на 2—3 м выше верхних отверстий фильтра. На устье скважины устанавливают тройник или крестовик, чтобы впоследствии иметь возможность закачивать воду в затрубное пространство.
264
Затем в верхнюю муфту заливочных труб устанавливают воронку, в которую через трубу, навинченную на подвешенный вертлюг, для создания вакуума в трубах закачивают воду со скоростью 0,5— 0,7 м3/мин. Не прекращая прокачки воды, в воронку подают песок со скоростью, не превышающей 0,01—0,02 м3/мин. При более интенсивной подаче песка могут образоваться пробки в заливочных трубах. Водопесчаная смесь по выходе из башмака заливочных труб проникает в пласт и постепенно заполняет пустоты за колонной (в при-забойной зоне). Во избежание попадания песка в кольцевое пространство и прихвата заливочных труб при вводе песка в трубы в затрубное пространство подкачивают воду.
Сохраняя указанный режим, продолжают подавать песок в трубы до тех пор, пока давление не начнет уменьшаться, что устанавливается по заметному ухудшению засасывания водопесчаной смеси. Ввод песка в этот момент прекращают и начинают промывку скважины, допуская трубы до фильтра. Если при этом циркуляция будет частично или полностью восстановлена, можно проводить цементирование под давлением.
Цементные пробки устанавливают при помощи желонок или через заливочные трубы.
Резиновые пробки устанавливают в стволе скважины при помощи стреляющего тампонажного снаряда (GTC), спускаемого в скважину на каротажном кабеле или на канате. Снаряд на заданной глубине выталкивает силой пороховых газов тампон, изготовленный из теплонефтестойкой резины, предварительно запрессованный в рабочую камеру под давлением 400—500 кгс/см2. Расширяясь за счет упругих сил, тампон перекрывает колонну.
Резино-металлические пробки устанавливают с помощью различных приспособлений, спускаемых в скважину на каротажном кабеле: пакеров взрывного действия, вакуумного, гидравлического, порохового и тампонажного снаряда НБ-1,
Бурение цементных пробок и очистка эксплуатационной колонны
Цементные пробки разбуривают роторным способом, турбобуром, торцевым гидропескоструйным перфоратором и беструбным электробуром. При разбуривании их роторным способом применяют пикооб-разные долота. Для бурения в интервале фильтра и в местах нарушения эксплуатационной колонны применяют пикообразное долото в комбинации с райберами. Долото разбуривает пробку, а райбер центрирует долото и оправляет колонну.
При турбинном способе разбуривания используют секционные турбобуры в сочетании с трехшарошечными долотами. В качестве промывочной жидкости применяют воду или глинистый раствор.
При использовании гидропескоструйного перфоратора применяют торцевые гидроперфораторы различных конструкций. У торцевого перфоратора конструкции Туркменского филиала ВНИИНефти в корпусе установлены четыре насадки диаметром 4,5 мм и два шариковых
265
клапана (для обратной промывки). Перфоратор спускают в скважину на колонне насосно-компрессорных труб и дальнейшие работы ведут так же, как и при гидропескоструйной перфорации.
Беструбный электробур конструкции ВНИИБТ спускают в скважину на кабель-канате. Электробур состоит из электродвигателя для вращения насоса и долота, центробежного насоса для создания местной циркуляции жидкости и шламосборников. Для спуско-подъем-ных операций и подачи электроэнергии к электробуру применяют передвижные установки, смонтированные на автомобилях.
Очистку цементной корки со стенки эксплуатационной колонны производят пикообразным или трехшарошечным долотами, грушевидными фрезерами, роторным или турбинным способами или с помощью беструбного электробура. Кроме того, для снятия цементной корки применяют ступенчатый фрезер и скребки с режущими лезвиями.
Ступенчатый фрезер состоит из забойного фрезера диаметром 89 мм и набора фрезеров диаметрами 114—140 мм, которые надевают на 73-мм трубу.
ИЗОЛЯЦИОННЫЕ РАБОТЫ
Изоляционные работы при капитальном ремонте скважин проводят для перекрытия путей движения посторонних вод к эксплуатационному объекту. По отношению к нефтяным горизонтам воды подразделяют на: верхние, нижние, контурные, подошвенные, промежуточные, тектонические, смешанные.
Верхняя и нижняя воды залегают соответственно выше или ниже нефтяного пласта.
Контурная (краевая или крыльевая) вода залегает в пониженной части нефтяного пласта (в антиклинальных складках).
Подошвенная вода в отличие от контурной располагается по всему пласту, занимая нижнюю часть его непосредственно под нефтью. В ряде случаев эта вода залегает в отдельном пропластке, отделяясь от нефти небольшими глинистыми пропластками.
Промежуточная вода. Нефтяной пласт нередко состоит из отдельных пропластков, у которых контуры нефтеносности не совпадают. Свойства воды, заполняющей такие пропластки, часто не отличаются от свойств пластовых вод. Такие воды называются промежуточными.
Тектоническая вода — вода, проникшая в данный горизонт, вскрытый скважинами, по тектоническим нарушениям, например по сбросовым трещинам.
Смешанной называют воду из нескольких нефтяных горизонтов, объединенных в одной скважине общим фильтром.
Для разработки рациональных мероприятий по изоляции посторонних вод и получения эффективных результатов необходимо знать: причины поступления посторонних вод в скважины; горизонт (пласт, объект, к которому принадлежит вода); пути движения вод; глубину залегания водоносного горизонта (пласта, объекта).
266
ПРИЧИНЫ ПОСТУПЛЕНИЯ ПОСТОРОННИХ ВОД В СКВАЖИНЫ
При эксплуатации нефтяных месторождений посторонняя вода в скважину может поступать в период ее освоения, после окончания бурения, после непродолжительной или длительной эксплуатации скважины.
Появление посторонних вод во всех случаях приводит к выводу скважины из эксплуатации.
Причиной прорыва посторонних вод являются: недоброкачественное цементирование эксплуатационной колонны в процессе бурения, вследствие чего отсутствует полная изоляция нефтеносных горизонтов от водоносных; нарушение цементного кольца в затруб-ном пространстве или разрушение цементного стакана на забое эксплуатационной колонны; обводнение через соседнюю скважину, эксплуатирующую тот же горизонт (скважина-обводнительница); дефект в эксплуатационной колонне вследствие недоброкачественности металла (наличия в теле колонны трещин, раковин), разрушения колонны под действием минерализованных пластовых вод, нарушения колонны в процессе освоения скважины, повреждения ее при капитальном и подземном ремонтах скважин.
Работы по капитальному ремонту скважины для перекрытия путей движения вод заключаются в изоляции от проникновения вод: верхних; нижних; подошвенных и пластовых.
Изоляция от проникновения верхних вод
После выявления места притока работы по изоляции от проникновения верхней воды, поступающей через дефект в эксплуатационной колонне, производят следующими способами:
а) заливкой цементным раствором на водной основе через дефект колонны под давлением с последующим разбуриванием цементного стакана;
б) заливкой нефтецементным раствором с последующим вымывом излишка раствора;
в) спуском дополнительной предохранительной колонны с последующим ее цементированием; '
г) спуском специальных пакеров.
Изоляцию от верхней воды, поступающей по затрубному пространству через отверстия фильтра, проводят:
а) заливкой цементным раствором через отверстия фильтра с последующим разбуриванием цементного стакана или с промывкой излишка цементного раствора;
б) заливкой нефтецементным раствором через отверстия фильтра с последующим вымывом излишка раствора.
Место притока и пути движения верхней воды, поступающей в скважину через дефект в колонне, определяют при помощи резисти-виметра, манометра, электротермометра, а также фотоэлектрическим и гидроакустическим способами.
267
Во избежание попадания цементного раствора в эксплуатационный пласт фильтр скважины затрамбовывают песком и, когда это необходимо, создают цементный стакан над насыпной пробкой ниже дефекта в колонне.
С целью перекрытия путей поступления воды через дефект закачивают под давлением цементный раствор (через заливочные трубы и без труб).
В цементный раствор, приготовленный на водной основе, добавляют радиоактивные изотопы для определения пути движения раствора за колонной. По истечении срока твердения раствора колонну испытывают на герметичность опрессовкой. Затем разбуривают цементный стакан в колонне и промывают скважину ниже дефекта до насыпной пробки, а затем место дефекта испытывают на герметич-, ность опрессовкой или понижением уровня, после чего скважину промывают до забоя.
При наличии в колонне нескольких дефектов, ремонт их проводят в таком порядке: вначале устраняют дефект наверху, а затем последовательно дефекты, расположейные ниже.
Для изоляции верхней воды, поступающей по затрубному пространству к забою скважины по трещинам и другим нарушениям в пласте, цементируют колонну через отверстия фильтра. При использовании водоцементного раствора вероятность загрязнения призабой-ной зоны эксплуатационного объекта, характеризующегося низким пластовым давлением, очень большая. В этих случаях применяют цементирование нефтецементным раствором. При этом борьба с обводнением сводится в основном к селективной изоляции водонасы-щенной зоны.
Если нет опасности зацементировать эксплуатационный объект (т. е. в основном в случаях, когда обводнение верхними водами произошло вскоре после ввода скважины в эксплуатацию из бурения), возможно применение водоцементного раствора.
Для надежного перекрытия верхних вод рекомендуется производить цементирование под повышенным давлением с последующим разбуриванием образовавшегося на забое цементного стакана.
Изоляция от проникновения нижних вод
Изоляция вод, поступающих через цементный стакан. Нижние воды могут проникнуть к эксплуатационному объекту через цементный стакан вследствие недоброкачественности цементирования при возврате на вышележащий горизонт либо вследствие разрушения цементного стакана в процессе эксплуатации скважины.
До создания нового цементного стакана следует разрушенный стакан промыть или разбурить до старого забоя или до крепкого места.
Во избежание попадания цементного раствора в эксплуатационный объект цементирование следует производить по способу «сифона»
268
или с помощью желонки (в неглубоких скважинах), а в глубоких — заливочным агрегатом (без давления).
Нижние воды могут проникать также через дефект в «кармане» (зумпфе) скважины между забоем и эксплуатационным объектом. В этих случаях доступ нижней воды перекрывают созданием цементного стакана над дефектом: на 3—5 м ниже дефекта и не менее чем на 2—3 м выше дефекта.
Изоляция от проникновения вод, поступающих по затрубному пространству. Пути проникновения нижних вод в скважину по затрубному пространству через отверстия фильтра определяют таким же способом, как и проникновение верхних вод. Для изоляции нижних вод применяют цементирование под давлением через отверстия фильтра водоце-ментным раствором в тех случаях, когда нет опасности зацементировать продуктивный горизонт. Во всех остальных случаях при цементировании используют нефтецементный раствор.
Технологический процесс цементирования и связанные с ним работы протекают в той же последовательности, что и при изоляции от проникновения верхних вод цементированием через отверстия фильтра.
Создание цементных поясов (перегородок). При разработке нефтяных месторождений по системе «снизу вверх» нижние воды могут обводнить продуктивные горизонты.
С. Т. Овнатанов, Б. И. Арутюнов и И. Б. Саркисов предложили способ изоляции от проникновения сильных напорных вод, поступающих в нефтяную скважину и обводняющих вышележащие продуктивные горизонты, путем создания цементных колец вокруг эксплуатационной колонны, между источником обводнения и эксплуатационным объектом. С этой целью между источником обводнения и вышележащим эксплуатационным объектом колонна перфорируется и в образованные отверстия под давлением нагнетается цементный раствор. До закачки раствора необходимо герметизировать фильтр эксплуатационной колонны.
В последние годы при создании цементных поясов отверстия фильтра эксплуатационного горизонта заливают под давлением нефте-цементным раствором, герметизируют с применением специальных па-керов или обратного сальника, скважину испытывают на поглощение, а затем производят цементирование под давлением водоцементным раствором. После цементирования, над новым искусственным забоем простреливают еще отверстия и вновь осуществляют цементаж под давлением. При каждом цементировании цементный стакан должен быть выше специально прострелянных отверстий на несколько метров. В зависимости от свободного интервала ниже эксплуатационного объекта, характера и напора нижней воды можно создавать несколько цементных поясов.
Изоляция вод, поступающих через соседнюю скважину. На старых, длительно разрабатываемых площадях, возникает возможность проникновения воды через пласты
269
из одной скважины в другую. Обычно это наблюдается в скважинах, расположенных близко друг от друга, перебывавших продолжительное время в эксплуатации со значительным отбором жидкости. Вода в этих случаях движется по пластам, трещинам, тектоническим нарушениям. Таким образом, одна из скважин является обводнительницей другой. Для перекрытия доступа воды скважину-обводнительницу цементируют под давлением через отверстия фильтра водо- или нефтецементным раствором.
В процессе цементирования и на время схватывания и твердения раствора в соседней скважине следует создать противодавление. Из скважины должно быть извлечено все подземное оборудование, иначе может произойти зацементирование его вследствие проникновения цементного раствора в ствол скважины по путям, по которым двигалась вода.
При изоляции скважины от проникновения вод в подобных случаях после цементирования возникает необходимость разбуривания цементного стакана для вскрытия фильтра эксплуатационного объекта.
После изоляционных работ необходимо испытать обе скважины опрессовкойилимаксимальновозможнымснижением уровня в колонне.
Изоляция от проникновения подошвенных вод
Технология проведения изоляции скважины от проникновения подошвенных вод такая же, как и при изоляции от проникновения нижних вод.
Тампонаж проводят нефтецементным раствором. При этом следует учитывать, что подошвенная вода в большинстве случаев поступает в скважину не через трещины или каналы пласта, ачерезего поры.
Часто не удается создать за колонной водонепроницаемый слой, пересекающий конус обводнения, так как цементный раствор не проникает в поры пласта.
В ряде случаев целесообразно заливку производить через специально прострелянные отверстия в эксплуатационной колонне, в интервале водо-нефтяного контакта, и в эти отверстия под давлением нагнетать цементный раствор.
Для успешной изоляции от проникновения подошвенных вод перед цементированием под давлением иногда производят 1гидрав-лический разрыв пласта.
РАЗОБЩЕНИЕ ПЛАСТОВ
ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ ОДНОЙ СКВАЖИНОЙ НЕСКОЛЬКИХ ГОРИЗОНТОВ
При эксплуатации одной скважиной нескольких горизонтов (т. е. при эксплуатации их объединенным фильтром) возможно частичное или полное обводнение скважины водами одного из горизонтов.
При появлении воды в скважине продолжение совместной эксплуатации без изоляции пропластка, по которому подошла вода, недо-
270
пустимо, тем более если одной скважиной эксплуатируются объекты с различными статическими уровнями или пластовыми давлениями.
В таких случаях должны быть приняты меры к разобщению их.
Если вода проникает в скважину через нижнюю часть объединенного фильтра, в стволе создают цементный стакан с учетом перекрытия водоносного пропластка.
Сущность этих работ заключается в следующем. В скважину спускают заливочные трубы до забоя, промывают ее водой, а затем цементируют без давления.
Если вода проникает в скважину через верхнюю часть фильтра, изоляцию ее проводят цементированием под давлением через заливочные трубы. Для этого нижнюю часть фильтра затрамбовывают песком во избежание попадания в эту зону цементного раствора. Конец заливочных труб устанавливают несколько выше водоносного пропластка и производят цементирование под давлением с последующим разбуриванием или вымывом излишка цементного раствора. По окончании работ испытывают колонну на закрытие воды.
В настоящее время при изоляционных работах от проникновения вод при совместной эксплуатации нескольких горизонтов в одной скважине используют нефтецементные растворы, что предотвращает цементацию эксплуатируемых горизонтов.
ВОЗВРАТНЫЕ РАБОТЫ
Возврат скважин на выше- или нижележащий горизонт — мероприятие, применяемое на многопластовых нефтегазовых месторождениях с целью более полного использования эксплуатационных скважин.
Принятая разработка нефтяных месторождений по системе «снизу—вверх» предусматривает возможность использования скважин для поочередной эксплуатации ряда горизонтов и пластов по мере их истощения или по другим техническим причинам. Скважины, после того, как они выполнили свое назначение на каком-либо объекте эксплуатации, переводят на эксплуатацию другого объекта.
Решение о переводе скважин (возврата) на другие горизонты принимают, если нет возможности использования их в качестве пьезометрических, наблюдательных, нагнетательных на данном горизонте.
Одной из основных причин перевода нефтяной скважины на другие горизонты является истощение в ней эксплуатируемого горизонта, когда ее суточный дебит оказывается меньше предельно рентабельного. Предел рентабельности эксплуатации определяется таким Уровнем себестоимости добычи нефти, который позволяет возместить все издержки производства при действующих оптовых ценах на нефть и продукты ее переработки. При определении этого предела учитывают издержки по добыче, транспортировке и переработке нефти. Вывод о нерентабельности эксплуатации скважины по дебиту нефти
271
или непромышленном притоке газн делают при условии, что в скважинах был осуществлен весь комплекс технически возможных и целесообразных мероприятий по улучшению условий притока жидкости и газа (кислотная обработка, гидроразрыв, торпедирование и т. п.). Ниже приведены примерные предельные дебиты по расчетам ЦНИИТЭнефти.
Глубина скважин, м До 500 До 800 До 1200 До 2000 Свыше 2000
Дебит, кг/сут 50 100 200 300 500
Переводу на другие горизонты подлежат также скважины, у которых величина газового фактора выше нормы, установленной для данной залежи при оптимальном режиме эксплуатации скважины. .При обводнении продуктивного горизонта контурной водой допускается возврат скважины на другие горизонты, если она (нефтяная или газовая) обводнилась до такой степени, что дальнейшая эксплуатация нерентабельна. Предел рентабельности для каждой скважины определяют с учетом геологических и технико-экономических условий разработки месторождения.
Возврат скважины на другие горизонты по техническим причинам допускается:
1) если нет возможности проведения изоляционных работ в скважинах для прекращения притока посторонних вод;
2) когда эксплуатация скважины невозможна из-за дефектов обсадных колонн (при отсутствии технических условий для их исправления) ;
3) если произошли сложные аварии в скважинах, ликвидация которых невозможна.
Таким образом, возврат скважин на выше- или нижележащие горизонты производят в случаях:
1) истощения эксплуатационного объекта;
2) обводнения эксплуатационного объекта контурной водой;
3) необходимости прекращения эксплуатации объекта, как дегазирующего нефтеносный горизонт;
4) невозможности ликвидации аварий, исправления дефектов эксплуатационной колонны и т. д. (технические причины).
Возврат скважины на вышележащий горизонт производят после разобщения оставляемого горизонта от нового путем создания в стволе монолитного цементного моста (стакана) над оставляемым горизонтом. При этом главное внимание должно быть уделено изоляции от проникновения воды, в особенности если эта вода высоконапорная, а возвратный горизонт по разрезу расположен на небольшом расстоянии от оставляемого объекта. В таких случаях применяют метод заливки цементного раствора под давлением через существующие отверстия фильтра.
272
Если возвратный горизонт находится на значительном расстоянии от оставляемого объекта, то используют метод заливки без давления.
На старых площадях, где длительно разрабатываемые пласты сильно дренированы, при цементаже происходит интенсивное поглощение цементного раствора пластом. Приходится производить повторные цементирования, на что тратится много времени и средств. Поэтому, когда нет опасности проникновения посторонних вод в возвратный объект, рекомендуется затрамбовать забой скважины песком или глиной, а затем уже создавать цементный стакан необходимой высоты.
При опасности прорыва нижних вод к возвратному объекту в скважинах, сильно поглощающих жидкость, в пласт вводят песок до частичного восстановления циркуляции, после чего производят цементирование под давлением.
Для снижения интенсивности поглощения жидкости пластом практикуется применение одной-двух заливок гельцементом, добавкой ъ цементный раствор алюминиевого порошка или предварительная глинизация пласта.
При двухколонной конструкции скважины иногда за колонной в интервале, куда производится возврат, или выше него, отсутствует цементное кольцо, что создает угрозу проникновения посторонних вод к возвратному объекту через межтрубное пространство. В подобных случаях вырезают и извлекают внутреннюю колонну на 15— 20 м ниже возвратного объекта, а затем производят цементирование под давлением с таким расчетом, чтобы новый искусственный забой был на 8—10 м выше обреза извлеченной колонны.
Если по ряду технических причин колонну извлечь невозможно, ее простреливают ниже возвратного объекта на 10—15 м и затем производят цементирование под давлением с расчетом продавки цементного раствора в межтрубное пространство и оставления в колонне цементного стакана соответствующей высоты.
До начала цементирования скважина должна быть обследована печатью. Рекомендуется при возвратных работах испытывать колонну на герметичность до места предполагаемого нового цементного забоя. Эта необходимость вызвана тем, что в старых скважинах могут быть дефекты в виде сломов колонны и трещин, через которые происходит поглощение. При наличии таких дефектов в процессе цементирования под давлением через отверстия фильтра возможны осложнения.
Во всех случаях при возвратных работах после установления надежного цементного стакана на заданной глубине скважину испытывают на герметичность опрессовкой или снижением уровня.
Возврат на нижележащий горизонт производится сравнительно редко, обычно в тех случаях, когда соседние скважины, которые должны были извлечь нефть из намечаемого к возврату объекта, выбыли из эксплуатации по тем или иным геолого-техническим причинам.
Сущность работ по возврату на нижележащий горизонт заключается в следующем. Ствол скважины и забой обследуют печатью
18 Заказ 1428 273
для установления исправности эксплуатационной колонны и чистоты забоя. После этого цементируют оставляемый горизонт под давлением через отверстия фильтра. Цементную пробку по окончании ерока твердения раствора в колонне разбуривают до необходимой глубины, после чего испытывают колонну на герметичность.
БОРЬБА С ОБРАЗОВАНИЕМ ПЕСЧАНЫХ ПРОБОК
МЕТОДЫ КРЕПЛЕНИЯ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ СКВАЖИН
В процессе эксплуатации пластов, сложенных рыхлыми, елабо-сцементированными породами, в скважину выносится песок вместо с жидкостью из пласта. При этом нарушается устойчивость пород при-забойной зоны, что приводит к серьезным осложнениям: к осаждению песка, образованию песчаных пробок, прихвату труб и т. д. Для уменьшения пескопроявления и предотвращения нарушения приза-бойной зоны для крепления скважин применяют: цементный раствор; раствор цементно-песчаной смеси; химические реагенты (фенол-формальдегидную смолу).
КРЕПЛЕНИЕ ПРИЗАБОЙНОЩ ЗОНЫ ЦЕМЕНТНЫМ РАСТВОРОМ
Сущность метода заключается в закачке водоцементного раствора в призабойную зону скважины. В зависимости от поглотительной способности скважины и мощности пласта производят 1—3 заливки. Цементный раствор заполняет пустоты и трещины в породе, твердеет и тем самым закрепляет породу. Однако при этом несколько снижается проницаемость призабойной зоны.
Перед обработкой скважин цементным раствором определяют: 1) количество сухого цемента, необходимого для обработки скважины; 2) количество воды для затворения цемента и продавки цементного раствора в пласт; 3) давление продавки раствора; 4) время, необходимое для закачки раствора в пласт.
Количество сухого цемента определяют исходя из объема закрепляемой зоны, диаметром которой задаются, учитывая особенности обрабатываемой скважины: длительность предшествующей эксплуатации, количество вынесенного песка, поглотительную способность и т. п. В среднем диаметр закрепляемой зоны принимают равным 0,5—1 м.
Количество воды, необходимое для затворения цемента, определяют исходя из водоцементного отношения, равного 0,5.
Продолжительность закачки раствора в скважину и продавки его в пласт определяют, исходя из производительности цементировочного агрегата.
Давление продавки устанавливают ориентировочно по поглотительной способности скважины и обычно принимают равным четы-рех-пятикратному давлению поглощения воды при одной и той же скорости ее нагнетания в скважину (0,5 м3/мин).
274
Работы по креплению призабойной зоны скважины цементным раствором производят в следующей последовательности. В скважину спускают заливочные трубы, конец которых устанавливают на 3—5 м выше верхних отверстий фильтра. Затем устанавливают цементировочную арматуру, производят ее обвязку с колонной и заливочным агрегатом и проверяют герметичность всех соединений. Перед закачкой цементного раствора нагнетают воду в заливочные трубы, закрывают кран на затрубном пространстве и определяют поглотительную способность скважины. Затем при открытом- кране затруб-ного пространства цементировочной арматуры закачивают цементный раствор через спущенные заливочные трубы до их конца. После этого закрывают кран затрубного пространства и продавливают цементный раствор в пласт. По окончании продавки открывают кран затрубного пространства и промывают скважину от излишков цементного раствора. Затем заливочные трубы приподнимают на высоту, исключающую возможность их прихвата и скважину оставляют в покое на срок, необходимый для твердения цемента. По истечении этого срока скважину вводят в эксплуатацию.
КРЕПЛЕНИЕ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ЦЕМЕНТНО-ПЕСЧАНОЙ СМЕСЬЮ
Метод основан на создании в призабойной зоне проницаемой и устойчивой к размыву массы из цемента, песка и воды.
Для приготовления цементно-песочного раствора применяют чистый песок с зернами размером 0,2—0,4 мм и тампонажный цемент. Весовое соотношение сухого цемента и песка составляет 1 : 3.
Перед обработкой определяют: 1) объем цементно-песчаной смеси, необходимый для крепления призабойной зоны скважин; 2) количество сухого цемента; 3) количество песка; 4) количество воды для приготовления раствора.
Для облегчения подсчетов составлена номограмма, с помощью которой определяют количество цемента, песка и воды, необходимое для приготовления цементно-песчаной смеси. Номограмма составлена для случая, когда условная пористость укрепляемой зоны т = 1, т. е. порода в этой зоне отсутствует. Объем цементно-песчаной смеси должен соответствовать объему укрепляемой зоны, диаметром которой задаются.
Пример пользования номограммой. Пусть диаметр укрепляемой призабойной зоны D = 1,2 м, а мощность фильтра скважин h — 11 м. Определим необходимое количество цемента (?ц, песка Qn и воды Qa. Для этого на шкале D к точке с пометкой 1,2 прикладываем линейку. Затем при ее вращении находим на шкале h отметку с цифрой 11. По прямой, соединяющей шкалы hnD, в точке пересечения со шкалой 18* 275
В этом случае значения <2Ц, Qn и QB следует разделить на 2. При этом (т. = 0,5) ошибка может быть в пределах 4—14% (в сторону уменьшения), если мощность фильтра изменяется от 10 до 100 м, а диаметр эксплуатационной колонны равен 168 и 219 мм.
9 •
'П «Ч
156 52
т 39 78
S3,ti 33? и»',*
S3,* 27,8 SS,U
69 23 45
и •м Ь1/
и 1Н зе
<м 1В 32
4*2 ft 2S
36 12 24
31,2 10,4 20,8
216 3,2 18,4
2Ь 80 16
22,2 7,Ь 74,*
20,1 «/ а,а
19,5 6,5 о
17,4 5,8 ч,б
15,5 5,2 /0,4
13,8 Ь,6 3,2
11,7 3,9 7,8
»,и У:/ '/,*
10,8 j,h 7,2
9,6 3,2 S?_ 6,0^
у.о з,и
У.1 7,7 54
'f,5 V W
t>, У 2,3 4/
5,3 2,1 V
•5> 1.S 3.S
<*,& 1,6 3,2
V ',* 2,8
3,6 1,2 2,^
?7 0,9 1,3
2,1 0,7 1>Ь
1,5 0,5 1,0
0,69 0,23 o,w
0,18 00В 0,12.' ^
0.5
Рис. V.4. Номограмма для расчета количества цемента, песка н воды
Рис. V.5. Номограмма для епреде-ления объема продавочной жидкости (воды)
Пример. Дано: d = 73 мм, Z, = 600 м; находим: V = 1,78 и3
/Длот
0,75
60
78,5 71 S3 5,5
3,5 3,0 7,7
•1,78 1,57 1,37 1,18 0,3В 0,9 0,79
j,sa
0,59
а, за
L
1000
950
900
«50
800
750
700
650
BOO
550
500
100 350 300
250 201
рас-
Объем воды, необходимой для продавки цементно-песчаного твора, определяют по номограмме, приведенной на рис. V.5.
Пример пользования номограммой. Пусть в скважину спущены 73-мм заливочные трубы на глубину 600 м, т.е. d = 73 мм и Z = 600 м. Для определения объема труб или количества продавочной воды на шкале d находим точку с отметкой 73 мм. Приложив к этой точке линейку и вращая ее в плоскости чертежа, находим на шкале I
276
точку с отметкой 600. По прямой, соединяющей шкалы йи I, в точке-пересечения со шкалой V определяем объем труб. В данном примере этот объем равен 1,78 м3.
Для приготовления раствора цементно-песчаной смеси применяют один из следующих двух способов:
1) цементно-песчаную смесь затворяют в отдельной емкости путем постепенной засыпки песка в заранее приготовленный цементный раствор, интенсивно перемешивая;
2) цементно-песчаную смесь готовят в сухом виде, затем затворяют водой в гидравлической мешалке.
Первый способ предпочтительнее, так как при этом получается более равномерная смесь (цемент—песок—вода).
Последовательность работ при креплении скважин цементно-песчаным раствором такая же, как и при креплении цементным раствором. Различие заключается только в приготовлении цементно-песчаного раствора.
КРЕПЛЕНИЕ ХИМИЧЕСКИМИ РЕАГЕНТАМИ
Сущность этого метода крепления заключается в том, что в при-фильтровую зону скважины (за колонну) вводят водорастворимую-фенолформальдегидную смолу, которая проникает в поры и пустоты породы и, затвердевая, связывает частицы песка в прочную, проницаемую, устойчивую к размыву массу, при наличии в поровом пространстве как воды, так и нефти.
Раствор смолы представляет собой легко подвижную жидкость вишнево-коричневого цвета, плотностью ИЗО—1150 кг/м3. Твердение смолы в пласте происходит при температуре 60° С и выше,, а в присутствии кислот — при более низких температурах.
Время, необходимое для твердения смолы в зависимости от температуры пласта,
Температура, °С Время, сут 30 30 40 20 - 50 14 60 8 70 4
Выбор скважин для обработки химическим методом
Обрабатывать следует в первую очередь: пробкообразующие, не очень дренированные скважины с дебитом нефти не менее 2 т/сут; все пробкообразующие скважины, переводимые с компрессорного на глубиннонасосный способ эксплуатации; скважины, вышедшие из бурения, а также после возврата на вышележащий горизонт, освоение которых затруднено вследствие частого пробкообразования.
Нельзя обрабатывать скважины: с дефектом эксплуатационной колонны и при наличии на забое посторонних предметов, с притоком
277
посторонних вод (обработка может быть проведена только после изоляции вод); со столбом жидкости менее 150 м; в призабойной зоне которых имеют место обвалы с разрушением кровли пласта.
Подготовка скважины к обработке
Перед обработкой в скважине проводят следующие подготовительные работы.
Производят очистку скважины от песчаной пробки. Обследуют состояние эксплуатационной колонны. Замеряют забой и уровень с помощью аппарата Яковлева. Замеряют температуру забоя. Определяют поглотительную способность скважины.
Скважины с температурой на забое 60° С и выше обрабатывают в следующей последовательности.
1. Спускают заливочные трубы до верхних отверстий фильтра. В нижней части заливочных труб устанавливают пакер для герметизации кольцевого пространства между обсадной колонной и спущенными трубами.
2. После соединения агрегата с цементировочной арматурой нефтью вытесняют воду из колонны заливочных труб.
3. Вслед за нефтью в колонну заливочных труб закачивают необходимый объем смолы.
4. Нефтью (или нефтью и водой) вытесняют смолу из колонны заливочных труб и задавливают в пласт, закачивая расчетный объем жидкости.
5. Освобождают пакер и поднимают из скважины 100 м заливочных труб. Если продавка смолы производилась нефтью, то после подъема 100 м труб необходимо последние промыть водой, чтобы смыть со стенок труб пленку смолы.
6. Скважину оставляют в покое на время, необходимое для затвердения смолы, затем замеряют забой и уровень жидкости в скважине.
7. При наличии в скважине в интервале фильтра смоляного стакана, его разбуривают, после чего определяют поглотительную способность скважины.
Скважины с температурой забоя ниже 60° С обрабатывают в следующем порядке.
1. Через колонну заливочных труб в скважину закачивают 15%-ный раствор соляной кислоты для кислотной обработки зоны, крепления и удаления из нее углекислых солей. Закачку ведут отдельными порциями в 6—12 приемов через каждые 30—60 мин.
2. Кислоту из колонны заливочных труб продавливают легкой нефтью.
3. Через 10—16 ч после закачки кислоты в скважину закачивают смолу. Перед закачкой в смолу добавляют от 3 до 5% (по объему) 15%-ной соляной кислоты для расслоения смолы на два слоя — воду и собственно смоляной слой. Кислоту дозируют в таком количестве, чтобы расслоение смолы полностью произошло в пласте к концу
278
ее закачки. Смоляной слой представляет собой легко подвижную жидкость и сохраняет эту подвижность не менее 10—12 ч. Добавлять кислоту к смоле следует в емкости агрегата малыми порциями при непрерывном перемешивании.
4. Смолу продавливают в пласт, закачивая легкую нефть в объеме колонны заливочных труб.
5. В скважину закачивают 20%-ную соляную кислоту в объеме, равном двум объемам закачанной смолы. Кислоту продавливают отдельными порциями в 3—4 приема через каждые 30 мин.
6. Кислоту продавливают из колонны заливочных труб в пласт нефтью или водой. Для закачки кислоты в скважину применяют кислотный агрегат; для закачки нефти, воды и смолы — заливочный.
7. Освобождают пакер и поднимают 100 м заливочных труб.
8. Скважину оставляют в покое на 2 суток для затвердения смолы, после чего замеряют забой и определяют уровень жидкости.
9. При наличии в скважине в интервале фильтра смоляного стакана его разбуривают, после чего определяют поглотительную способность скважины.
ЛОВИЛЬНЫЕ РАБОТЫ
Виды аварий. Наиболее сложными и трудоемкими видами работ, выполняемых при капитальном ремонте скважин, являются работы, связанные с ликвидацией аварий и осложнений, происшедших в стволе скважины.
Наиболее часто встречающимися видами аварий в эксплуатационных скважинах являются:
1) прихват двух рядов насосно-компрессорных труб металлическим сальником или песчаной пробкой, образовавшимися в процессе эксплуатации скважины;
2) прихват одного ряда труб песчаной пробкой в процессе эксплуатации или при промывке скважины для удаления пробки;
3) прихват насосных труб с глубинным насосом и защитным приспособлением песчаной пробкой;
4) полет одного и двух рядов насосно-компрессорных труб;
5) полет насосных труб с глубинным насосом, штангами (или без штанг) и защитным приспособлением;
6) оставление в скважине погружного электронасоса с кабелем и без кабеля;
7) обрыв насосных штанг с полетом и без полета насосных труб в скважину;
8) оставление тартального каната вследствие обрыва или прихвата во время чистки скважины желонкой от песчаной пробки или снижения уровня;
9) обрыв каротажного кабеля при электрометрических работах;
10) оставление в скважине или падение в нее отдельных предметов;
11) забитость ствола различными посторонними предметами.
279
Перед началом ловильных работ буровой мастер должен иметь данные о схеме спущенного лифта, марке, числе и размерах труб по диаметрам и глубинам их спуска.
Извлечение прихваченных труб. Обычно прихваченной пробкой оказывается нижняя часть труб, за исключением случаев, когда прихват произошел вследствие слома в верхней части эксплуатационной колонны.
Существует несколько способов освобождения труб от прихвата лробкой.
Один из способов — расхаживание. Расхаживание производят натяжкой колонны труб. Нагрузка при натяжке должна быть на •60—70% меньше разрывных усилий для данного диаметра и марки труб, чтобы избежать их обрыва.
Расхаживание следует проводить равномерно, натяжки давать не более, чем на 0,3—0,5 м за один прием, периодически оставляя трубы под натяжкой. Продолжительность натяжек зависит от схемы лифта спущенных труб, глубины скважины и характера прихвата.
Предварительное расхаживание следует практиковать при всех случаях прихвата.
При ликвидации прихвата труб возникает вопрос: как практически определить, что трубы можно освободить? Если после первых двух-трех натяжек при одной и той же нагрузке (по индикатору веса) удается поднимать трубы за каждый прием на 0,3—0,5 м, то это указывает на то, что есть возможность освободить трубы путем расхаживания, в противном случае расхаживание следует прекратить.
В практике могут встретиться и такие случаи, когда путем длительного расхаживания удается поднять трубы только на 5—10 м. Это объясняется тем, что при расхаживании и подъеме труб пробка в затрубном пространстве уплотнилась до такой степени, что дальше расхаживанием поднимать трубы невозможно.
Для освобождения от прихвата 114-мм насосно-компрессорных труб промывают их через трубы меньшего диаметра (73 или 60 мм). Если песчаная пробка образовалась внутри 114-мм труб, промывку проводят с таким расчетом, чтобы не вскрывая башмака этих труб, полностью вымыть песок из них до чистой воды, а затем продолжить промывку ниже башмака. Длительной промывкой под башмаком удается размыть песчаную пробку за трубами и освободить их от прихвата.
Более результативно, особенно когда песчаная пробка уплотнена в затрубном пространстве, можно промывку производить роторным способом с применением пикообразного долота диаметром 95 мм, спущенным на 73-мм бурильных трубах. При вращении удары долота о внутренние стенки колонны насосно-компрессорных труб способствуют разрушению уплотненной песчаной пробки, что также дает возможность размыть пробку за трубами и освободить их.
В процессе эксплуатации скважины компрессорным способом возможны следующие случаи прихвата вследствие образования пес-
280
чаной пробки или окалины: 1) первый ряд труб прихвачен, второй свободен; 2) первый ряд свободен, второй прихвачен; 3) прихвачены оба ряда.
Способы извлечения труб в каждом из указанных случаев различны.
Извлечение труб при прихвате первого-ряда исвободного второго ряда. Для того чтобы убедиться в том, что произошел указанный случай прихвата, дают натяжку второму ряду труб и полностью извлекают. Затем в кольцевое пространство закачивают воду. Заполнение водой этого пространства является признаком прихвата труб первого ряда. В таких случаях не рекомендуется создавать большие давления с целью продавки песчаной пробки в пласт во избежание большего, уплотнения пробки.
Может быть и такой случай, когда затрубное пространство скважины не заполняется водой, а трубы все же прихвачены. Происходит это при сломе в колонне, через который в процессе эксплуатации поступал песок вместе с жидкостью, что и привело к прихвату. Такие случаи наиболее часто встречаются в процессе эксплуатации скважины однорядным лифтом.
При прихвате труб следует попытаться расхаживанием их освободить. Если это не удается сделать, то трубы извлекают отвинчиванием.
Извлечение комбинированного первого ряда труб. При комбинированной колонне насосно-компрес-сорных труб, когда верхнюю часть составляют трубы диаметром 114 мм, спускают внутреннюю освобождающуюся глубинную тру-боловку на 73-мм бурильных трубах. Рекомендуется спускать трубо-ловку до переводника. Труболовкой захватывают трубы, отвинчивают и поднимают.
После поднятия 114-мм и 89-мм труб (если имеются), а также переводников, извлекают «хвостовик» первого ряда труб. Для ускорения работ практикуется метод одновременного извлечения с предварительной промывкой затрубного пространства между «хвостовиком» и стенками эксплуатационной колонны. Этот метод заключается в следующем.
В скважину спускают 114-мм направление, длина которого может быть различной и определяется условиями работы в каждом отдельном случае. На нижнюю трубу навинчивают торцевой фрезер. На этом же направлении после первой трубы или выше ее устанавливают ловиль-ный инструмент. В практике широко применяют установку наружной освобождающейся труболовки механического или гидравлического действия с плашками для захвата под муфту.
Необходимо перед началом промывки инструмент остановить выше конца оставшихся в скважине труб на 3—5 м, восстановить Циркуляцию, затем постепенно спускать фрезер в скважину. Оставшиеся трубы, входящие во внутрь 114-мм труб, накрывают, после чего размывают песчаную пробку на всю длину рабочей трубы.
281
Затем промывку ведут до полного выноса размытого песка из скважины, так как наращивание труб разрешается лишь тогда, когда скважина промыта до чистой воды. В противном случае за время наращивания песок может осесть и прихватить 114-мм трубы. При таких промывках вращать фрезер не рекомендуется. В исключительных случаях, когда не удается размыть крепкую песчаную пробку, вращение допускается при весьма незначительных нагрузках. При чрезмерных нагрузках может произойти разрыв 114-мм направления. По окончании промывки захватывают ловильным инструментом, отвинчивают и поднимают трубы. Если отвинтить трубы не удается, труболовку следует освободить и поднять. Затем ее вновь спускают и захватывают трубы несколько выше.
После извлечения всех труб скважину промывают до забоя и обследуют конусной печатью.
Извлечение сплошного первого ряда труб. Если ряд состоит только из 114-мм компрессорных труб, способ извлечения их отвинчиванием будет несколько отличаться от способа извлечения комбинированного ряда труб. Если расхаживанием и промывкой внутри труб описанными методами освободить их от прихвата не удается, трубы извлекают отвинчиванием. Первоначально освобождающуюся труболовку спускают несколько выше места прихвата труб пробкой.
После отвинчивания и подъема труб извлекают оставшиеся трубы захватом за верхний конец трубы и отвинчивают частями. Если в затрубном пространстве песчаная пробка неплотная, нередко удается освободить две и больше труб. Иногда при сильно уплотненной пробке без предварительного размыва ее освободить трубы не удается. При прихвате 114-мм труб в 168-мм колонне эти работы протекают в следующей последовательности.
Если конец прихваченных труб имеет муфту, ее предварительно отвинчивают муфтовым калибром и извлекают, затем с помощью специального трубного фрезера промывают скважину вокруг 114-мм труб. При этом большие нагрузки на фрезер применять не рекомендуется. По окончании промывки фрезер поднимают и для извлечения труб, освобожденных от пробки, спускают ловильный инструмент.
Уплотненная пробка в затрубном пространстве может быть патронной или сплошной до самого башмака труб.
Трубы могут оказаться прихваченными не только песчаной пробкой или окалиной, а также вследствие дефекта в эксплуатационной колонне (смятия или слома) или наличия какого-либо постороннего предмета, попавшего в скважину между трубами и стенкой колонны.
Прихват труб вследствие дефекта в колонне или наличия постороннего предмета на практике устанавливают в процессе расхажи-вания труб. Трубы поднимаются вверх или опускаются вниз на какую-то определенную величину. При подъеме труб нагрузка по показаниям индикатора веса резко увеличивается или же при их
282
натяжке сразу возрастет без перемещения труб. Это указывает, что трубы прихвачены либо из-за дефекта колонны или наличия в ней постороннего предмета.
В таких случаях все трубы (до прихваченного места) отвинчивают и извлекают; место дефекта в колонне обрабатывают (срезают) торцевыми фрезерами, после чего трубы извлекают соответствующими ловильными инструментами.
Если конец оставшихся труб находится ниже дефекта в колонне, технология их извлечения заключается в следующем.
Конусной печатью обследуют характер дефекта, после чего его исправляют фрезерами или справочными долотами. При этом надо принимать все меры для того, чтобы этими инструментами не испортить конец оставшихся в скважине труб. После извлечения аварийных труб место дефекта в колонне необходимо отремонтировать.
В случае прихвата труб посторонними предметами трубы также извлекают отвинчиванием до места прихвата, затем торцевыми фрезерами посторонний предмет срезают или, если удастся, проталкивают вниз.
Извлечение труб при прихвате второго ряда и свободном первом ряде. В этом случае рас-хаживанием освобождают трубы второго ряда. При расхаживании не разрешается давать большие нагрузки, так как может произойти обрыв труб. В результате этого пробка может разрушиться, вызвать падение освободившихся труб второго ряда, удар их о переводник первого ряда и обрыв последнего. Если при расхаживании не получают положительных результатов, то надо попытаться трубы второго ряда пропустить внутрь первого ряда, причем желательно до переводника (при ступенчатой конструкции первого ряда) или до забоя (при трубах первого ряда только одного диаметра).
После этих работ производят совместный подъем труб обоих рядов.
Если установлено, что трубы второго ряда посажены на переводник первого ряда, разрешается при подъеме отвинчивать их внутри первого ряда. Если же нижний конец трубы второго ряда находится выше переводника первого ряда, отвинчивать трубы не разрешается.
При подъеме двух рядов труб для предотвращения полета труб второго ряда наиболее целесообразно применять труболовки освобождающегося типа и хомуты с клиньями.
Порядок работы с труболовкой следующий. После того как трубы первого ряда приподняты и установлены на элеваторе, внутрь труб второго ряда вводят труболовку и ею надежно захватывают трубы. Труболовка должна иметь головку с выступом, предохраняющим трубы второго ряда от возможного падения при внезапном разрушении пробки в кольцевом пространстве.
Приподняв оба ряда труб на длину трубы, сажают муфту 114-мм трубы на элеватор. Отвинчивают 114-мм трубу, приподнимают ее на небольшую высоту и оголившиеся трубы второго ряда захватывают хомутом с клиньями, а если совпадает муфта, то элеватором. После этого отрезают трубы второго ряда выше хомута с клиньями
283
и извлеченные совместно 114-мм и 73-мм трубы спускают на мостки. Затем освобождают труболовку и вводят ее снова внутрь труб второго ряда. Дав небольшую натяжку, освобождают хомут с клиньями, после чего поднимают совместно оба ряда труб. Эти операции повторяют до тех пор, пока трубы второго ряда полностью не будут освобождены от прихвата и извлечены.
При подъеме может наступить такой момент, когда не будет смещения между трубами первого и второго рядов. В таких случаях
в теле 114-мм труб первого ряда вырезают «окна», в которые заводят хомуты с клиньями для захвата второго ряда труб.
Извлечение прихваченных труб обоих рядов. После установления факта прихвата труб обоих рядов и принятых мер по освобождению второго ряда, не давших положительных результатов, трубы извлекают поочередным отвинчиванием.
Порядок производства работ таков: трубы второго ряда пропускают вниз насколько возможно, полностью разгружают и только тогда отвинчивают внутри первого ряда. После подъема отвинченных труб второго ряда, 114-мм трубы первого ряда захватывают трубо-ловкой на бурильных трубах с левым направлением резьбы и
пропускают вниз также до полной разгрузки, затем отвинчивают и извлекают их. В последующем отвинчивают и извлекают поочередно трубы обоих рядов с помощью ловильного инструмента, имеющего размер, соответствующий диаметру конца труб, оставшихся в скважине. На практике могут встретиться случаи, когда происходит совместное отвинчивание обоих рядов при отвинчивании труб первого или второго рядов. Поднимать такие трубы следует с помощью труболовки освобождающегося типа и хомутом с клиньями. Поочередно отвинчивают и поднимают их до тех пор, пока не будут извлечены полностью трубы второго ряда. Оставшиеся трубы первого ряда извлекают так же, как и прихваченные трубы.
Извлечение полетевших труб. При полете труб, особенно двух рядов, происходят серьезные осложнения — они ломаются и искривляются при ударе о забой (рис. V.6).
Нередко вследствие поломок трубы располагаются в скважине в несколько рядов (особенно при больших диаметрах эксплуатационных колонн). При комбинированной конструкции первого ряда из
284
Рис. V.6. Оборвавшиеся насосно-
компрессорные трубы, поднятые из
скважины
114-мм и 73-мм труб, верхние 114-мм трубы при поломке вклиниваются между 73-мм трубами и стенками колонны, при этом концы труб в местах слома оказываются сильно деформированными, что в дальнейшем вызывает необходимость длительных работ по их исправлению.
Наиболее серьезные осложнения возникают при полете двух рядов труб. При двухрядной конструкции лифта обычно происходит полет труб второго ряда, которые, ударяясь нижним концом о переводник первого ряда, обрывают их. В таких случаях, помимо сломов труб первого ряда, происходит еще вклинивание труб второго ряда внутрь труб первого ряда. Трубы оказываются искривленными и разрезанными по длине.
Чтобы избежать таких серьезных осложнений, не рекомендуется допускать обрыва труб во время их расхаживания.
Следует учитывать, что если при совместном подъеме двух рядов труб по недосмотру или вследствие неправильного ведения работ они будут упущены в скважину, то произойдут такие же тяжелые осложнения.
Техника извлечения полетевших в скважину труб заключается в следующем. С помощью печати устанавливают местонахождение и определяют состояние конца полетевших труб. Нарушения конца трубы бывают различными: разрыв, смятие, вогнутость краев во внутрь и т. п. Так как при этом невозможно захватить трубы ловиль-ным инструментом как снаружи, так и изнутри, необходимо предварительно исправить конец трубы, а затем уже спускать ловильный инструмент. Исправление нарушенного конца трубы, когда он разорван и разворочен наружу, производят торцевыми фрезерами: когда фрезер с направлением свободно проходит вниз (на 1—3 м), захватывают трубу ловильным инструментом и при небольшой натяжке отвинчивают ее. Больших нагрузок при натяжке давать не рекомендуется, так как ловильный инструмент может сорваться. При исправлении наруженного конца трубы фрезер срезает ее разорванные концы, куски которых препятствуют дальнейшей работе фрезера. Срезанные куски трубы извлекают магнитными фрезерами — пауками, а затем приступают к работе фрезерами по исправлению нарушенного конца.
После извлечения трубы с нарушенным концом остальные трубы извлекают в обычном порядке.
Если же конец трубы не разорван, а вогнут внутрь и нет возможности захватить его наружным ловильным инструментом, следует обработать конец труб так, чтобы внутрь его можно было бы пропустить ловильный инструмент. Исправляют такое нарушение конусным райбером.
При извлечении двух рядов полетевших труб может случиться, что концы обоих рядов находятся на одном уровне или же конец второго ряда несколько ниже (на 0,2—0,3 м) конца труб первого ряда. При этом если колонна имеет диаметр 188 мм, а 114-мм трубы первого ряда оканчиваются муфтой, то невозможно захватить эти трубы
285
ловильным инструментом ни внутри, ни за тело. Тогда можно поступить двояко: 1) отвинтить и поднять муфту 114-мм трубы, затем захватить колоколом за резьбу трубы, отвинтить ее и поднять; после этого легко можно захватить ловильным инструментом за конец труб второго ряда; 2) обследовать печатью состояние конца второго ряда труб и при возможности захватить труболовкой за их конец, отвинтить и поднять трубу (трубы); если трубу отвинтить не удается, то дают натяжку и обрывают часть трубы, чтобы обнажить конец 114-мм труб первого ряда, захватить их ловильным инструментом и извлечь.
В процессе извлечения полетевших труб случается, что трубыг захваченные ловильным инструментом, не удается отвинтить вследствие сильной их искривленности и невозможности вращения. В подобных случаях прибегают к расхаживанию и если этим способом трубы освободить не удается, применяют гидравлический домкрат.
При полете трубы, врезаясь одна в другую, иногда разрываются в виде отдельных лент. Иногда эти ленты облегают внешней своей стороной стенки колонны и, оставаясь прижатыми к стенкам колонны, не препятствуют прохождению вниз ловильных инструментов. Большей же частью они сильно осложняют производство ловильных работ. В таких случаях, при обследовании печатью часто получают такие же отпечатки, как и при сломе колонны.
Отдельные ленты труб извлекают длительным фрезерованием с помощью торцевых фрезеров, захватом их колоколами, а отдельных кусков — магнитными фрезерами — пауками.
Извлечение полетевших в скважину насосных труб и штанг. В этом случае насосные трубы и штанги извлекают так же, как и при полете одного ряда компрессорных труб. При полете труб с глубинным насосом не происходит сравнительно сильного удара о забой. Поэтому и случаев искривления труб и порчи их концов при таких авариях гораздо меньше.
Глубинный насос удается извлечь вместе с трубами, но иногда насос приходится извлекать отдельно. Поэтому для подбора типа ло-вильного инструмента надо точно знать, какой тип глубинного насоса был спущен в скважину.
При извлечении глубинных насосов, прихваченных песчаной пробкой, чтобы муфты, удерживающие втулки в кожухе насоса, не отвинчивались, промывают скважину для удаления пробки вокруг насоса, а затем захватывают его ловильным инструментом.
При полете насосных труб со штангами, если штанги не ломаются и не располагаются в скважине рядом с трубами, а остаются внутри их, ловильные работы не представляют особых трудностей. Если штанги в результате полета ломаются, искривляются, располагаются рядом с насосными трубами или конец их оказывается выше конца труб, то ловильные работы носят более сложный и затяжной характер. Насосные штанги легко гнутся и поэтому при нагрузке на их конец могут сильно изогнуться (скручиваться в скважине), в результате чего иногда получается клубок
286
изогнутых штанг (рис. V.7), извлечение которых затруднительно. В этом случае при их извлечении часто образуется плотный металлический сальник, который впоследствии разрезают торцевыми фрезерами. Если даже конец штанги только изогнется, то захватить его ловильным инструментом затруднительно.
Большей частью осложнения при ликвидации аварий со штангами происходят, когда у бурового мастера нет точных данных о местонахождении конца штанг. При этом скважину обследуют печатями, что приводит к деформации конца оставшихся штанг.
Во избежание срыва пойманных штанг с ловильного инструмента и повторного полета их, что вызывает серьезные осложнения, подъем
Рис. V.7. Клубок изогнутых штанг
бурильных труб со штангами надо производить замедленно, без резких толчков и рывков, не ударяя кувалдой по муфтам или замкам труб.
Извлечение погружного электронасоса. Аварии с такими насосами происходят большей частью при спуско-подъемных операциях. Сравнительно реже возможен прихват насоса песчаной пробкой.
В скважине могут остаться: а) насос с протектором и электродвигателем; б) насос с протектором, электродвигателем и кабелем; в) насосно-компрессорные трубы, насос с протектором, электродвигателем, кабелем и без кабеля.
Почти во всех случаях аварий в скважине остаются металлические хомуты-пояса, которыми крепят кабель к трубам при спуске насоса этого типа в скважину. Хомуты при спуско-подъемных операциях, при обрыве кабеля или труб отрываются и остаются в колонне.
Если в скважине остается насос с трубами, кабелем и хомутами, трубы до насоса извлекают отвинчиванием, а кабель извлекают так же, как тартальный канат или кабель от перфоратора.
Извлечение труб, кабеля и хомутов производят поочередно. Во избежание образования сальника в стволе, если в скважине остались кабель и хомуты, расхаживать захваченные ловильным инстру-
287
ментом насосно-компрессорные трубы не рекомендуется. Расхаживать можно только в тех случаях, когда в скважине остался насос с трубами, без кабеля и хомутов, и если удается предварительно извлечь весь кабель и хомуты. Хомуты извлекают магнитными пауками.
Технология извлечения погружного электронасоса несколько отличается от технологии извлечения обычных глубинных насосов. Следует учитывать, что вследствие небольшого зазора между наружным диаметром насоса и внутренним диаметром эксплуатационной колонны (168 и 146 мм) не всегда возможен спуск ловильного инструмента в кольцевое пространство и захват за наружную поверхность-насоса. В скважину спускают наружную труболовку или колокол и захватывают за верхнюю часть ловильной головки насоса. Работы производят ловильным инструментом на бурильных трубах с правым направлением резьбы. Нельзя пользоваться трубами с левым направлением резьбы, так как при вращении возможно отвинчивание насоса от протектора и двигателя, что значительно осложнит последующие работы.
Извлечение труб, прихваченных цементом. Для извлечения зацементированных труб необходимо освободить их от цементного камня между трубами и стенками колонны. Для этого сначала отвинчивают трубы до места прихвата цементом и их извлекают. Затем трубным фрезером офрезеровывают зацементированные трубы. С этой целью пользуются ловильным инструментом освобождающегося типа и за один раз производят фрезерование, захват, отвинчивание и подъем труб. Длина фрезера с направлением может быть различна, но не менее 10 м. Непосредственно над направлением устанавливают ловильный инструмент. Фрезерование и отвинчивание производят с таким расчетом, чтобы конец оставшихся в скважине труб был офрезерован от цемента. В противном случае в последующем завести трубы во внутрь фрезера будет затруднительно, а при эксцентричном расположении труб в скважине можно их разрезать фрезером и тем самым испортить конец труб и осложнить работы.
После подъема фрезер с направлением осматривают (выясняют нет ли трещин, слома зубьев и нет ли заклиненной компрессорной трубы или муфты внутри направления). При фрезеровании цементного камня нагрузка на фрезер не должна превышать 1—2 тс. Чрезмерные нагрузки могут привести к поломке и оставлению в скважине части или всего фрезера с направлением. Во время фрезерования рекомендуется интенсивно промывать скважину глинистым раствором, чтобы обеспечить вынос на дневную поверхность разбуренного цемента.
Извлечение отдельных предметов из скважины. При извлечении цилиндрических предметов (желонки, насоса, мундштука и т. п.) после обследования скважины печатями, установления местонахождения и состояния этих предметов пользуются ловильным инструментом: труболовкой наружной или внутренней, колоколом, метчиком-калибром, овершотом. Если имеются
288
данные, что эти предметы прихвачены песчаной пробкой, то предварительно промывают скважину вокруг предмета, прихваченного пробкой, а затем захватывают его ловильным инструментом. Различные мелкие предметы (кувалды, цепи от ключа, сухари п т. п ) извлекают магнитными фрезерами или фрезером-пауком. Магнитный фрезер спускают в скважину на бурильных трубах. С промывкой и медленным вращением инструмент доводят до забоя. Металлические предметы, омываясь струей промывочной жидкости, заходят внутрь фрезера и притягиваются нижним полюсом магнита. Магнитный фрезер вращают на забое в течение 5—10 мин, после чего прекращают промывку скважины и поднимают фрезер.
Если не удается захватить и извлечь отдельные мелкие предметы, их проталкивают до забоя, офрезеровывают или измельчают на мелкие куски, а затем захватывают различными инструментами. Определенные затруднения представляет извлечение различного вида перфораторов, так как их гладкая наружная поверхность, термически обработанная, не захватывается колоколами и наружными труболовками. Кроме этого, бывают случаи разрыва одной из камер и заклинивания аппарата в колонне.
При наличии в скважине достаточной глубины кармана и при невозможности извлечь отдельные предметы, их проталкивают и оставляют на забое.
Извлечение тартального каната, каротажного кабеля икабеля от аппарата Яковлева. При чистке скважин для удаления песчаных пробок желонкой, разрыхления пробок, при электрометрических работах возможны прихваты или обрыв тартального каната и каротажного кабеля. При прихвате инструмента или аппарата не разрешается производить их расхаживание и доводить до обрыва каната или кабеля. Когда верхний конец каната (кабеля) находится на устье скважины, в нее спускают канаторезку, которой отрезают канат или кабель непосредственно у дужки прихваченной желонки или аппарата.
Если нельзя использовать канаторезку, то поступают следующим образом. На бурильных трубах мимо каната или кабеля спускают специальную воронку с «окном». При спуске таких инструментов канат или кабель все время держат под натялшой во избежание образования в скважине сальника. Образование сальника повлечет за собой обрыв каната или кабеля, что может сильно осложнить дальнейшие работы. Когда инструмент спущен до прихваченной желонки или аппарата, бурильные трубы поворачивают на 10—15 оборотов, чтобы канат или кабель намотался на воронку и трубы, а затем дают натяжку на трубы. Происходит обрыв каната или кабеля обычно в месте присоединения его к инструменту или аппарату. После обреза или обрыва канат или кабель поднимают параллельно с трубами, следя при этом, чтобы скорости подъема были одинаковыми. При различных скоростях возможен их обрыв.
Для извлечения оборванного и полетевшего в скважину каната или кабеля применяют удочки, крючки, вилки и т. п.
19 Заказ 1428 289
При обрыве каната или кабеля не рекомендуется обследовать скважину печатями, поскольку они приминают витки оборванного каната или кабеля, вследствие чего в стволе образуется плотный сальник, а это осложняет работы по извлечению.
Все спускаемые в скважину ловильные инструменты должны иметь ограничители, чтобы воспрепятствовать проникновению ловильного инструмента внутрь витков каната или кабеля. Наружный диаметр ограничителя должен быть равным диаметру нормального шаблона для данной эксплуатационной колонны.
Каждый спуск ловильного инструмента должен контролироваться по индикатору веса и когда инструмент достигнет оставшегося в скважине каната или кабеля, нагрузку на него следует довести до 1—3 тс при одновременном вращении ловильного инструмента, чтобы канат или кабель намотался на него. Затем инструмент поднимают.
После подъема ловильного инструмента с намотанным на него канатом (кабелем) его надежно захватывают и крепят специальными хомутами. Освободив канат (кабель) от ловильного инструмента, начинают подъем оставшейся части каната. В этом случае на втором поясе вышки устанавливают ролик и через него наматывают канат на барабан подъемного механизма.
Когда по ходу ловильных работ установлено, что в скважине образовались клубки из каната или кабеля, извлечение лучше проводить однорогими удочками или шарнирными удочками конструкции Азинмаш.
Если в скважине образовался слишком плотный клубок каната, спускают ерш, вращением которого при небольших нагрузках удается ослабить спрессованный клубок. Иногда ерш сам захватывает и выносит куски от каната или кабеля.
При извлечении тартального каната или кабеля не применяют металлорежущие инструменты (пикообразные долота, фрезеры всех видов и т. п.), так как во время резки образуются мелкие металлические частицы, которые, скапливаясь в стволе скважины, вместе с кусками каната или кабеля образуют плотную металлическую пробку — «железное дно». Во время фрезерования вокруг бурильных труб может образоваться сальник, что приводит к прихвату или поломке труб. Поэтому фрезерование допускается как последняя мера.
Чистка ствола скважины от посторонних предметов. Работы в этом случае выполняют следующим образом. Обследованием печатью определяют глубину нахождения в скважине посторонних предметов. Для чистки ствола применяют: паук, ерш, магнитный фрезер, сверла различных видов, пикообразные долота, торцовые фрезера и другие инструменты.
Металлические предметы, когда они находятся в свободном состоянии на забое, извлекают простыми пауками или магнитными фрезерами. Неметаллические предметы (дерево, кирпич, куски бетона и т. п.) предварительно раздробляют, размельчают пикообразными
290
долотами, фрезерами, сверлами при одновременной промывке скважины. Если циркулирующим потоком раздробленные частицы не выносятся на дневную поверхность, их извлекают простыми пауками. При чистке ствола для удаления патронной пробки небольшой высоты часто удается различными инструментами разрыхлить эту пробку и при промывке скважины протолкнуть посторонние предметы до ее забоя, а в случае необходимости их легко можно извлекать пауками.
В некоторых случаях ствол скважины бывает забит плотной металлической пробкой или же она образуется в процессе чистки скважины. Такая плотная масса часто не поддается разрыхлению и измельчению долотами, фрезерами и другими инструментами. Тогда извлекают эксплуатационную колонну с расчетом поднять обсадные трубы, забитые посторонними предметами, и таким образом очистить ствол скважины. Извлечение эксплуатационной колонны возможно при двухколонной конструкции скважины, если уровень пробки находится выше башмака технической колонны и уровня подъема цемента за эксплуатационной колонной. Работы в этом случае производят аналогично тому, как и при замене поврежденной части колонны. При подъеме отвинченной колонны, забитой посторонними предметами, не рекомендуется ударять кувалдой по муфтам колонны, так как при ударах посторонние предметы могут освободиться и вновь полететь в скважину и закрыть оставшийся отвинченный конец эксплуатационной колонны.
После подъема труб, забитых посторонними предметами, ствол скважины обследуют печатями и при необходимости спускают новую колонну и соединяют ее с отвинченным концом.
Если же металлическая пробка находится ниже башмака предыдущей колонны или ниже уровня цементного кольца за колонной, то необходимо вырезать эксплуатационную колонну до предельно возможной глубины и затем зарезать и забурить второй ствол.
Вырезка труб. В этом случае применяют наружные и внутренние труборезки, действие которых основано на механическом и гидравлическом принципах. Вырезку 73-мм бурильных и насосно-компрессорных труб выполняют при помощи наружных труборезок, спускаемых на колонне бурильных труб с широким проходным отверстием. Для вырезки 89- и 114-мм насосно-компрессорных труб применяют внутренние труборезки, а для вырезки обсадных труб всех диаметров — внутренние труборезки с выдвижными резцами, действие которых основано на гидравлическом принципе. §•
ЗАРЕЗКА И БУРЕНИЕ ВТОРОГО СТВОЛА
ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ МЕТОДА И ЕГО ЗНАЧЕНИЕ
Восстановление скважин из бездействия методом зарезки и бурения второго ствола за последние годы приобрело исключительно важное значение для доразработки залежей и использования огромного
19* 291
фонда бездействующих скважин. В первый период применения этого метода, когда еще не было достаточного опыта, зарезка и бурение второго ствола осуществлялись та скважинах бездействующего фонда глубиной 1000—1200 м. Как правило, «окно» вскрывалось в 168-мм колонне при последующем спуске для эксплуатации 114-ми колонны или «хвостовика».
Применение метода зарезки и бурения второго ствола в скважинах глубиной до 1200 м ограничивало возможности восстановления более глубоких скважин для доразработки залежей, в которых сохранились значительные остаточные запасы нефти. Для восстановления бездействующих скважин глубоко залегающих горизонтов необходимо было значительно увеличить выход из «окна» эксплуатационной колонны до 1000 м и более. При этом возникало еще одно затруднение: применение 114-мм колонны или «хвостовика» в глубоких скважинах оказалось неэффективным в связи с тем, что ука-заннный диаметр колонны допускает спуск в скважину подъемных труб диаметром 60 мм, что значительно ограничивает возможности отбора жидкости. Это весьма существенно для сильно обводненных залежей, рациональная доразработка которых немыслима без форсированного отбора жидкости. Кроме того, с увеличением выхода из «окна» и при соответствующем увеличении сроков бурения второго ствола в 168-мм эксплуатационной колонне, последняя часто протиралась буровым инструментом, что приводило к нарушению герметичности колонны.
Помимо указанного, при бурении долотом № 6 в 168-мм колонне невозможно осуществление форсированного режима. Кроме того, из-за небольшого кольцевого пространства между стенками скважины и спускаемой 114-мм колонной или «хвостовиком» не всегда достигается надежное цементирование.
В связи с перечисленными затруднениями потребовалось изыскать какие-то новые пути для эффективного внедрения метода зарезки и бурения второго ствола, как наиболее действенного средства восстановления глубоких скважин. В ряде случаев при зарезке и бурении второго ствола в глубоких скважинах, там, где это возможно, извлекались 146- или 168-мм эксплуатационные колонны с максимально возможной глубины и вскрывалось «окно» в технической колонне обычно диаметром 219 мм и более. В результате значительно облегчаются условия зарезки и бурения второго ствола, возрастают скорости проходки и исключается возможность протирания колонны в процессе бурения. Извлеченные из скважины обсадные трубы вновь спускают в пробуренный новый ствол, что обеспечивает нормальные условия последующего освоения и эксплуатации скважины.
Накопленный опыт зарезки и бурения второго ствола после извлечения эксплуатационной колонны позволил производить бурение непосредственно из-под башмака технической колонны без применения отклонителя. При этом удается избежать недостатков, связанных с необходимостью посадки отклонителя и вскрытия «окна»
292
в эксплуатационной колонне: осложнении, создаваемых прорывом вод в зоне «окна», смещения отклонителя, зачастую приводящего к потере «окна»; снижения скоростей бурения; невозможность использования турбобура для направленного бурения и т. д.
Таким образом, в результате извлечения эксплуатационных колонн и осуществления зарезки и бурения второго ствола в технической колонне или ниже ее достигается:
1) использование вырезанных эксплуатационных колонн в старых бездействующих скважинах;
2) улучшение условий проводки скважин и производства электрометрических работ;
3) улучшение условий эксплуатации скважин, так как обеспечивается применение двухрядной конструкции лифта в скважинах, характеризующихся обильным пескопроявлением.
На основе опыта применения зарезки и бурения .второго ствола в эксплуатационных скважинах можно следующим образом сгруппировать скважины, где использование метода является наиболее ц елесообразным.
1. Бездействующие, в которых в результате сложной аварии с подземным оборудованием забивается ствол.
2. С наличием дефектов в эксплуатационной колонне (слом, смятие или отвод), не поддающихся исправлению.
3. Выбывшие из эксплуатации вследствие нарушения призабой-ной зоны, восстановить которые известными способами невозможно.
4. В которых при опробовании произошли прорывы высоконапорных нижних вод', не поддающихся изоляции; при этом новый ствол бурят без вскрытия горизонтов, являющихся источниками обводнения нижними напорными водами.
5. Бездействующие вследствие прорыва верхних вод, не поддающихся изоляции.
6. Расположенные на участках, где по условиям и состоянию разработки пласта бурить новые скважины нецелесообразно.
Метод зарезки и бурения второго ствола следует рассматривать как один из методов доразработки залежей, способствующих рациональному использованию запасов нефти в пластах месторождений, находящихся в поздней стадии разработки.
При зарезке и бурении второго ствола в каждом случае вновь вскрываемые пласты тщательно исследуют всеми известными методами. В отличие от других известных способов восстановления скважин применение метода зарезки, помимо ввода в эксплуатацию данной конкретной скважины, позволяет детально изучить текущее состояние разрабатываемых пластов и решать следующие задачи:
1) определять положение текущего водо-нефтяного контакта (ВПК) в разрабатываемых объектах;
2) на основе оценки текущего состояния разработки горизонтов выявлять полноту нефтеизвлечения;
3) вносить коррективы в предшествующую разработку и выявлять отдельные целики нефти;
293
4) выявлять объекты эксплуатации, пропущенные предшествующей разработкой;
5) восстанавливать сетку скважин для пластов, подверженных методам искусственного воздействия, с целью создания равномерной сетки в пределах разрабатываемого объекта, что имеет большое значение для повышения эффективности процессов воздействия на залежи.
ПРОЕКТИРОВАНИЕ КОНСТРУКЦИИ СКВАЖИН,
ВОССТАНАВЛИВАЕМЫХ МЕТОДОМ ЗАРЕЗКИ
И БУРЕНИЯ ВТОРОГО СТВОЛА
Конструкция скважины определяется, исходя из диаметра колонны, в которой будет производиться работа.
Проектирование начинают с выбора диаметра долота, выбор которого обуславливается следующим.
1. Диаметром колонны, в которой будут производиться работы по зарезке и бурению второго ствола.
2. Зазором между колонной и долотом.
Зазор выбирают с таким расчетом, чтобы долото могло свободно проходить внутри колонны, в которой будут производиться работы. Диаметр долота, которым предстоит бурить второй ствол под эксплуатационную колонну или «хвостовик», определяют по формуле
DR = Da-28, , (V.2)
где Da — наружный диаметр колонны, в которой будут производиться работы; б — зазор между наружным диаметром колонны и долотом (взятый с учетом возможной максимальной толщины стенки труб). Зазор б принимают равным 14—15 мм.
После выбора долота определяют диаметр колонны, спускаемой в пробуренный ствол, по формуле
л Д -1т \ '
где §1 — зазор между стенкой скважины (диаметр которой условно принят равным диаметру долота) и наружным [диаметром спускаемой колонны.
Таблица V.3 Рекомендуемые зазоры 6^
Диаметр долота, мм Зазор, мм 97 12 118 14,5 140 13 190 22 214 34 243 37,5 269 50,5
Проектирование конструкции скважины заканчивается сравнением наружного диаметра спускаемой колонны и колонны, в которой производились работы. При этом необходимо соблюдение следующего условия:
Dlt-dK^8,. (V.4)
294
Рекомендуемые зазоры 62, полученные на основании исследования фактического материала приведены в табл. V.4.
Таблица VЛ
Hapj-жный диаметр колонны Du, 114 146 168 219 273 299 325
МЛ1
Зазор б2, мм 41 57 54 73 105 131 157
После выбора и уточнения конструкции скважины необходимо подобрать режущий инструмент для вскрытия «окна» в колонне.
Размеры «окна» должны быть такими, чтобы спускаемые долота, колонна, геофизическая аппаратура и т. д., свободно проходили через него в процессе работы. Максимальный диаметр райбера определяют по формуле
2—3 мм.
(V.5)
Далее выбирают размер отклонителя. Перед спуском отклонителя колонна, в которой производятся работы по зарезке и бурению второго ствола, обследуется специальным направлением (шаблоном), диаметр и длину которого определяют по формулам:
?>ш = DO + 3 -г- 4 мм; (V.6)
Ьш = Ь0 + 2~Зм, (V.7)
где D0 — наибольший диаметр спускаемого отклбнителя; L0 —• длина спускаемого отклонителя, м.
Пример.
Необходимо обосновать конструкцию скважины, восстанавливаемой методом зарезки и бурения второго ствола.
Скважина имеет следующую конструкцию: 610-мм направление спущено на глубину 5 м; 416-мм кондуктор — 450 м (с подъемом цемента до устья); 273-мм техническая колонна — 1800 м (подъем цемента до глубины 600 м);
168-мм эксплуатационная колонна спущена на глубину 2680 м (подъем цемента до глубины 1700 м).
Зарезку и бурение второго ствола намечено произвести с глубины 1860 до 2680 м. Диаметр долота, которым производится бурение второго ствола, определим по формуле (V.2)
DR= 168 — 2x14 = 140 мм,
что соответствует диаметру долота 140 мм. Далее по формуле (V.3) определим диаметр спускаемой колонны («хвостовика»). Величину бх берем из табл. V.3.
йк= 140 — 2x13 = 114 мм, что соответствует колонне диаметром 114,3 мм.
?95
Зазор б2 составит:
S, -=168 -114 = 54 мм,
что, согласно данным табл. V.4, находится в допустимых пределах. Диаметр райбера определим по формуле (V.5):
= мм,
который соответствует технической характеристике применяемых райберов для вскрытия «окна» в 168-мм колоннах.
На основании расчетов выбираем отклонитель типа ОЗС1-168, максимальный диаметр которого равен 136 мм, а длина составляет 4,6 м.
По формулам (V.6) и (V.7) определяем диаметр шаблона
?ш = 130 + 3 ==139 мм и его длину
?ш = 4 6 + 3 = 7,6 м.
Длину направления (шаблона) принимаем равным 7,5 м.
Таким образом, после зарезки и бурения второго ствола, конструкция скважин изменится следующим образом: 114-мм «хвостовик» будет спущен в пробуренный новый ствол на глубину 2680 м с установкой воронки на глубине 1825 м и подъемом цемента до воронки.
Если выбранный диаметр хвостовика (114 мм) не удовлетворяет условиям эксплуатации, то в этом случае там, где возможно, необходимо извлечь 168-мм эксплуатационную колонну с максимально возможной глубины (в нашем примере с глубины 1780 — 1790 м) и работы по зарезке и бурению второго ствола производить в технической колонне диаметром 273 мм.
Основные этапы работ по зарезке и бурению второго ствола заключаются в следующем:
1) выбирают место в колонне для вскрытия «окна»;
2) на выбранной глубине создают в колонне цементный стакан, на котором устанавливают отклонитель;
3) вскрывают «окно» в колонне;
4) бурят второй ствол до заданной глубины;
5) проводят комплекс электрометрических работ;
6) спускают эксплуатационную колонну или «хвостовик» с последующим цементированием и испытанием на герметичность;
7) перфорируют колонну против продуктивного пласта.
ВЫБОР МЕСТА ДЛЯ ВСКРЫТИЯ «ОКНА»
При выборе места (глубины) вскрытия «окна» в колонне необходимо учитывать следующие факторы: конструкцию скважины, угол искривления ее ствола, наличие цементного кольца за колонной,
296
характер залегающих пород, наличие водоносных горизонтов и состояние колонны.
При наличии в скважине двух или нескольких колонн место для вскрытия «окна» следует выбирать на такой глубине, чтобы «окно» вскрывать в одной колонне. Практика показала, что вскрывать «окно» следует в интервалах, сложенных глинистыми породами. В скважинах, где «окна» вскрывались против слабо сцементированных песков, песчаников, а также при отсутствии за колонной цементного кольца, наблюдались случаи размыва и осыпания пород, приводивших к обвалам, прихватам инструмента под «окном», а иногда даже к потере ствола скважины. Вскрытие «окна» против крепких и часто перемежающихся мягких и крепких пород приводит к тому, что второй ствол часто не отходит от основного ствола и бурится рядом с ним, особенно когда бурение ведется при полном поглощении промывочной жидкости. Такие скважины оказываются малопроизводительными вследствие нарушения призабойной зоны в процессе эксплуатации скважины основным стволом.
ПОДГОТОВКА СКВАЖИНЫ К СПУСКУ ОТКЛОНИТЕЛЯ
Перед спуском отклонителя колонну необходимо обследовать печатью, диаметр которой должен быть на 10—12 мм меньше внутреннего диаметра колонны. Затем спускают направление (шаблон), чтобы установить возможность спуска отклонителя. Диаметр и длину направления определяют по формулам (V.6) и (V.7). После этого с помощью локатора муфт или гидравлического расширителя определяют местонахождение двух или трех муфт обсадной колонны, между которыми будет вскрыто «окно».
Принцип действия локатора муфт основан на том, что магнитные свойства тела трубы резко отличаются от магнитных свойств на участке муфты. Поэтому при прохождении прибора внутри муфтового соединения поля постоянных магнитов перераспределяются, в результате чего на выходе магнитного зонда появляется импульс ЭДС, записываемый на диаграмме в виде пики.
Местонахождение муфт гидрорасширителем определяют следующим образом: гидрорасширитель спускают в скважину на бурильных трубах и устанавливают его на 20—30 м выше места, где намечено вскрытие «окна». В колонну бурильных труб закачивают жидкость, в результате чего резцы выходят из корпуса расширителя и упираются во внутреннюю поверхность обсадной колонны. Не прекращая закачки жидкости, гидрорасширитель осторожно спускают вниз. В месте расположения муфты резцы гидрорасширителя упираются в стык обсадных труб, что отмечается на гидравлическом индикаторе веса. Для продвижения гидрорасширителя вниз прекращают закачку жидкости, в результате чего резцы заходят в корпус; затем гидрорасширитель опускают на 0,3—0,4 м и вновь закачивают жидкость, чтобы создать давление для выдвижения резцов. Местоположение последующих муфт определяют так же, как и предыдущей.
297
Затем гидравлический расширитель поднимают из скважины и создают цементный стакан в колонне с расчетом установки откло-
нителя между муфтами.
Если место установки отклонителя выбрано неправильно, то райбер в процессе вскрытия «окна» может попасть на муфтовое соединение, а это приведет к значительному увеличению времени на зарезку, к нарушению колонны, а иногда и к другим осложнениям.
Если после бурения второго ствола планом работ предусматривается спуск «хвостовика», а не сплошной колонны, то по окончании срока твердения цемента колонну необходимо испытать на герметичность.
Для совмещения работ по определению местонахождения одного или нескольких муфтовых соединений эксплуатационной колонны и создания цементного стакана под отклонитель применяют глубинный механический фиксатор.
Глубинный механический фиксатор 1ФГМ-168 (рис. V.8) состоит из корпуса, узла фиксации, узлов центрирования и патрубка с ловушкой.
Корпус 1 изготовлен в виде ствола с приваренными к нему наконечниками и ребрами. Резьба в верхней части корпуса служит для присоединения к колонне заливочных труб. Узел центрирования представляет собой три центрирующие пружины #, закрепленные в корпусе. Узел фиксации состоит из трех защелок 3, подпружиненных консольными пружинами 2 и закрепленных в прорезях корпуса пальцем 4 и штифтом 5, а также поршня 6, закрепленного в корпусе установочным винтом 8.
Патрубок с муфтой и ловушкой 7, соединяемые с нижним концом корпуса при
Рис. V.8. Глубинный
механический фиксатор
1ФГМ-168
помощи резьбы, служат для создания цементного забоя и улавливания поршня с целью повторного использования.
СПУСК И КРЕПЛЕНИЕ ОТКЛОНИТЕЛЯ
Отклонитель — инструмент, придающий начальное направление и предназначенный для обеспечения необходимого отклонения райберов при вскрытии «окна» в колонне и бурильного инструмента при бурении второго ствола.
298
Отклонитель представляет собой плоский или желобообразный клин, спускаемый в скважину на бурильных трубах. Тип отклонителя выбирают с учетом диаметра колонны и ее состояния. Наиболее распространены отклонители типа ОЗС.
Отклонитель типа ОЗС (рис. V.9) состоит из трех основных узлов: узла 4 опоры и закрепления, клина-отклонителя 3 и спускного клина 2. Отклонитель закрепляют на забое в эксплуатационной колонне при помощи трехплашечной системы, которая исключает возможность проворачивания его при вскрытии «окна» и бурении второго ствола. Наклонная поверхность в виде желоба клина-отклонителя обеспечивает направление и увеличивает площадь опоры между клином и режущим инструментом. Спускной клин служит для спуска отклонителя в скважину. Фиксация плашек в утопленном положении обеспечивается плашкодержа-телем, соединенным с корпусом двумя специальными винтами 7. Узел опоры и закрепления с клином-отклонителем соединен опорными поверхностями, срезанными под углом 15° или 30° и имеющими профиль поперечного сечения в виде «ласточкина хвоста». Взаимному произвольному перемещению клина-отклонителя и узла опоры и закрепления также препятствует специальный винт 6. Клин-откло-нитель соединяется со спускным клином, к которому на резьбе крепится переводник 1 двумя болтами 5.
Перед спуском отклонителя в скважину необходимо проверить его размеры и, все основные узлы. Затем спускной клин соединяют с направляющим клином с помощью болтов. Отклонитель в собранном виде на бурильных трубах медленно спускают в скважину, наблюдая за показаниями индикатора веса.
При подходе к глубине установки отклонителя скорость спуска бурильных
Рис. V.9. Отклонитель ОЗС
.2
299
труб замедляют, уменьшают нагрузку на 1—2 тс и определяют глубину забоя. По достижении хвостовиком забоя скважины телескопическое устройство срабатывает, шпильки срезаются, а от-клонитель, продолжая перемещаться вниз, закрепляется плашками в колонне. Затем резкой посадкой инструмента (8—10 тс) срезают болты, соединяющие отклонитель со спускным клином. Клин поднимают на поверхность и вскрывают «окно».
НАПРАВЛЕННЫЙ СПУСК ОТКЛОНИТЕЛЯ
Одной из главных особенностей технологии проводки наклонных скважин является точное ориентирование отклонителя в колонне по заданному направлению (азимуту). Для этой цели предложены следующие способы:
1) двух визирных трубок;
2) А. С. Сквирского и И. П. Голюты;
3) Р. П. Матюшина и П. С. Солдатова;
4) С. В. Авилова и Ф. А. Гусейнова;
5) при помощи «фиксатора направления»;
6) Шаньгина — Кулигина.
Из перечисленных наиболее распространены последние три способа.
По способу С. В. Авилова и Ф. А. Гусейнова спуск и установка отклонителя на забое в заданном азимуте производится с помощью специального прибора ПВ-1, а ориентированный спуск в заданном азимуте — с помощью фиксатора направления. Действие фиксатора основано на использовании внутренней стенки обсадной колонны в качестве опоры, что позволяет зафиксировать отклонитель в заданном направлении.
На промыслах Чечено-Ингушетии для направленного спуска отклонителя применяют аппарат Шаньгина — Кулигина. Для этого в муфте спускного клина крепят нож с зубьями, на заданную глубину спускают отклонитель, а затем внутрь бурильных труб аппарат Шаньгина — Кулигина. По отпечатку ножа на свинцовой печати аппарата и направлению наклона скважины, установленному по риске стаканчика с плавиковой кислотой, определяют необходимый угол поворота отклонителя вокруг своей оси.
ВСКРЫТИЕ «ОКНА» В КОЛОННЕ
Для вскрытия «окна» в колонне, через которое в последующем ведется бурение второго ствола, применяют комплект трех фрезе-ров-райберов типа ФРС (рис. V.10) различных размеров. Райберы имеют форму усеченного конуса с продольными зубьями, усиленными пластинками из твердого сплава.
В объединении Краснодарнефтегаз (НГДУ «Хадыженнефть») для вскрытия «окна» в 168-мм колонне применяют комплект райберов следующих размеров: № 1 — 50 X 125; № 2 — 60 X 135; № 3 — 70 X 143 мм.
300
Для возможно большего смещения нового забоя относительно забоя основного ствола первый (нижний) диаметр райбера № 1 л менынают до 40 мм.
Чтобы ускорить процесс вскрытия «окна» в колонне, вместо комплекта трех фрезеров-р-айберов типа ФРС применяют комбиниро-взнный райбер (рис. V.11), райбер-фрезер типа РПМ конструкции АаИНМАШ (рис. V.12) и универсальный райбер типа РУ (рис. V.13)
Рис. V.10. Фрезер-райбер ФРС: о — Л5 1; б — Л5 2, в — М 3
п другие, которые за один рейс обеспечивают полное вскрытие «окна» в колонне.
Комбинированный райбер (см. рис. V.11) состоит из трех секций, соединенных между собой на резьбе. Секции имеют различные диаметры (Dlt Dz и Ds) и длины (Zx, Z2 и Z3) и по мере сработки могут быть заменены новыми.
При вскрытии «окна» комплектом из трех фрезеров-райберов, работы производят последовательно, начиная с райбера № 1, имеющего наименьший размер, нри нагрузке 2—3 тс и частоте вращения 40—60 об/мин. По мере углубления райбера частоту вращения можно увеличить до 50—70 об/мин при той же осевой нагрузке. После вскрытия «окна» длиной 1,4—1,6м от конца отклонителя, т. е. когда нижний конец райбера уже выходит из соприкосновения с колонной, частоту вращения ротора доводят до 80—90 об/мин, а осевую нагрузку уменьшают до 1 тс.
301
Райбером № 2 при нагрузке 1—1,5 тс разрабатывают и расширяют интервал, пройденный райбером № 1, по всей длине откло-нителя.
Райбером № 3 зачищают «окно» и выход в породу при осевой нагрузке до 1 тс и частоте вращения ротора 80—90 об/мин.
«Окно» считается полностью вскрытым и обработанным, когда райбер № 3 без вращения инструмента свободно проходит в него, при этом диаметр райбера остается не менее 142 мм.
А-А
Рис. Л .11. Комбинированный райбер
Ряс. V.12. Райбер-фрезер типа РПМ
Рис. V.13. Универсальный райбер типа РУ
Если диаметр райбера № 3 после проработки «окна» будет менее
142 мм, то «окно» следует обработать еще одним райбером диаметром
143 мм.
При использовании комбинированного райбера и райберов РПМ и РУ осевую нагрузку рекомендуется поддерживать в пределах 1,5—3 тс при частоте вращения ротора 60—90 об/мин.
Вскрытие «окна» необходимо производить при заданной осевой нагрузке. Большие осевые нагрузки на райбер приводят к преждевременному выходу его за колонну и «окно» получается укороченным.
302
Это создает условия для возникновения и
по величине и по знаку напряжении в теле
бенно в то время, когда в интервале нижней части среза
юшего клина т е. на выходе «окна», находится замковое соединение
Грильннх т'руб. Это приводит к довольно бнстрому появленшо
усталости металла и, как следствие, к поломке 6УРИЛЬ™Х ^^
в утолщенной части. Поломка бурильных труб в том месте где конец
оставшихся труб находится сразу же за «окном», опасна тем, что их
ТРУПри уГорГенном «окне» подвергается кольцевым пореза, с * < тело бурильных труб, что снижает их прочность и может привести к ава рии. Кроме того, затрудняется пропуск долота за колонну и оно, как правило, останавливается в «окне» в результате обРазова™я «мертвого» пространства - несработанной стенки колонны, возвышающейся над нижним окончанием среза °^°^ПГктически Обработать эту выступающую часть стенки РаибеРам* 7ь&™ать невозможно и в некоторых случаях приходится вновь спускать отклонитель и повторять работы по вскрьгаию нового «окна».
Чтобы избежать подобного явления, над раибером для ' создания жесткости устанавливают утяжеленные бурильные труоы ^ш; соответствующих размеров.
ПАРАМЕТРЫ РЕЖИМА БУРЕНИЯ ВТОРОГО|СТВОЛА
Режим бурения определяется осевой нагрузкой на долото; частотой вращений долота; расходом промывочной жидкости и ее каче-стом, временем пребывания долота на забое. fivt,PHM
Различают оптимальный и специальный режимы бурения.
Оптимальным режимом называют режим, установ
ленный с учетом геологического разреза и
вания технических средств, имеющихся на скважине для
высоких количественных и качественных показателей при минималь
сеильнмимом называют режим, установ-поглощениях жидкости, изменении направления оси сквамнш,
за6ури„ второго
лах 40-60 об/мин. Второй ствол следую °Г ^"Г" мально бурена 5-6 м. Если в этом интервале долото работало нормально, оуре ние можно вести на оптимальном режиме. таким расче-
Пребывание долота на забое должно быть выбрано с такв*.рас* том, чтобы скорость углубления скважины в единицу времени оы
наибольшей.
303
При спуске очередного долота под нагрузкой 1—3 тс прорабатывают 10—15 м от забоя, затем в течение нескольких минут поддерживают пониженную нагрузку для того, чтобы опоры долота приработались, а затем увеличивают ее до требуемой величины согласно указаниям геолого-технического наряда и поддерживают постоянной. Окончательно осевую нагрузку бурильщик должен подобрать сам, добиваясь наибольшей механической скорости проходки.
Быстрое углубление скважины без осложнений возможно только тогда, когда выбуренная порода своевременно удаляется с забоя. В противном случае она оказывает дополнительное сопротивление долоту.
ПРОМЫВОЧНЫЕ ЖИДКОСТИ
Промывочная жидкость играет важную роль как при бурении второго ствола, так и при вводе скважин в эксплуатацию. При вскрытии пласта основная задача заключается в том, чтобы не ухудшить проницаемость нефтесодержащих пород и не создавать сопротивления при движении нефти к забою скважины, в особенности при вскрытии сильно дренированных пластов.
В качестве промывочной жидкости при бурении второго ствола применяют глинистые растворы, растворы на нефтяной основе, аэрированные растворы, пены и техническую воду, обработанную ПАВ.
Промывочная жидкость предназначается для:
1) очистки забоя скважины от выбуренной породы и выноса ее на поверхность;
2) удерживания частиц выбуренной породы во взвешенном состоянии в стволе скважины при прекращении циркуляции;
3) глинизации неустойчивых стенок и предохранения ствола скважины от обвалов и осыпей;
4) предотвращения проявления и выбросов газа, нефти и воды;
5) передачи энергии турбобуру;
6) физико-химического воздействия на горные породы и облегчения их разрушения;
7) обеспечения нормальных условий вскрытия и освоения продуктивных пластов;
8) охлаждения рабочей поверхности долота во время бурения и смазывания бурильных труб.
Глинистый раствор должен обладать качествами, которые определяются следующими его параметрами: плотностью (кг/м3), условной вязкостью (с); водоотдачей (см3 за 30 мин); толщиной глинистой корки (мм); содержанием песка (%); статическим напряжением сдвига (мгс/см2); стабильностью (т/м3); суточным отстоем (%) и т. д.
ХИМИЧЕСКАЯ ОБРАБОТКА РАСТВОРОВ
Химическую обработку глинистого раствора производят для снижения водоотдачи и уменьшения толщины глинистой корки; получения минимального значения статического напряжения сдвига;
304
понижения вязкости; лучшего закрепления неустойчивых пород; получения растворов, которые не глинизировали бы нефтеносные и газоносные горизонты; предохранения от потери циркуляции или снижения ее; сохранения глинизирующей способности раствора при разбуривании соленосных и гипсоносных толщ; утяжеления глинистого раствора и сохранения при этом его подвижности; противодействия влиянию высоких температур; сохранения чистоты ствола скважины.
Химическая обработка глинистого раствора обеспечивает получение растворов определенных качеств согласно геолого-техническому наряду. Для обработки растворов применяются следующие химические реагенты: каустическая сода, кальцинированная сода, углещелочной реагент (УЩР), торфощелочной реагент (ТЩР), гексаметафосфат натрия (ГМФН), сульфит-спиртовая барда (ССБ), концентрированная сульфит-спиртовая барда (КССБ), натровая карбоксилметилцеллюлоза (КМЦ), крахмал, хлористый натрий, жидкое стекло, нефть, графит, костный и кератиновый клей, синтан, полифенолы лесохимические (ПФЛХ) и др. Для утяжеления глинистых растворов применяют тонкомолотые тяжелые минералы, плотность которых находится в пределах 4200—5200 кг/м3: гематит, магнетит, барит, концентрат колошниковой пыли.
ГЕОФИЗИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ
В каждой скважине, восстанавливаемой методом зарезки и бурения второго ствола, производится комплекс геофизических исследований для определения глубины залегания, мощности вновь вскрытых и продуктивных горизонтов, а также установления водоносных горизонтов.
В открытом стволе проводится комплекс работ электрокаротажа и снятие инклинограммы второго ствола. Отбор керна боковым грунтоносом и замер каверномером не проводится из-за сложности использования существующей аппаратуры для условий второго ствола. После цементирования колонны или «хвостовика» электротермометром замеряют высоту подъема цементного раствора за колонной, а при необходимости проводят гамма-каротаж. Однако бывают случаи, когда проведение комплекса электрометрических работ затрудняется невозможностью пропуска во второй ствол скважины геофизической аппаратуры через вскрытое «окно». Это препятствует своевременному осуществлению электрометрических работ, приводит к значительному
20 Заказ 1428
Рис. V.14. Устройство для проводки измерительной аппаратуры в «окно» при аарезке скважин вторым стволом
305
увеличению сроков заканчивания скважин, так как приходится многократно прорабатывать «окно» рейберами. Кроме этого, увеличивается расход глинистого раствора и возникают осложнения в незакрепленном обсадной колонной стволе скважины.
Для беспрепятственного пропуска геофизической аппаратуры через осложненное «окно» во второй ствол, применяется устройство для проводки измерительной аппаратуры в «окно» при зарезке скважин вторым стволом (авторы Яшин А. С., Асриев Э. А., Брикер М. А.).
Устройство (рис. V.14) состоит из шарообразного груза 1, со сквозным отверстием диаметром 20 мм, грибовидного стержня 2 с двумя отверстиями 3 и 4, ограничительной гайки 5 и муфты-переводника 6. Отверстие 3 служит для шплинтовки ограничительной гайки, а отверстие 4 —для соединения грибовидного стержня с муфтой-переводником или каротажным грузом. Принцип действия данного устройства заключается в следующем.
К измерительной аппаратуре указанное устройство подсоединяют либо посредством муфты-переводника при спуске инклинометра, либо путем соединения каротажного груза непосредственно с грибовидным стержнем. При спуске в скважину аппаратура, дойдя до «окна», давит на шар, который благодаря свободному вращению вокруг грибовидного стержня перекатывается через препятствия и проваливается в «окно», увлекая измерительную аппаратуру. Данное устройство является универсальным и может быть применено для любого диаметра колонн.
РАЗОБЩЕНИЕ ПЛАСТОВ
После окончания бурения второго ствола и проведения электрометрических работ приступают к работам по разобщению пластов, сущность которых заключается в креплении стенок скважины обсадными трубами и последующем их цементировании для предохранения стенок скважины от обвалов и разобщения пластов друг от друга.
КРЕПЛЕНИЕ СКВАЖИНЫ ОБСАДНЫМИ ТРУБАМИ
Работы, выполняемые для спуска эксплуатационной колонны или «хвостовика», подразделяются на четыре этапа: подготовка обсадных труб; подготовка бурового оборудования и инструмента; подготовка ствола скважины и спуск колонны.
Подготовка обсадных тру б. Обсадные трубы, предназначенные для спуска в скважину, доставляют на буровую заблаговременно и внимательно осматривают под руководством бурового мастера. При-осмотре необходимо обращать внимание на кривизну, вмятины, расслоение металла, деформацию муфт и т. д. Дефектные трубы следует отбраковывать при осмотре, а также в процессе свинчивания их при спуске. Если при навинчивании ручным способом
306
I
труба на 5—б ниток не довинчивается, то ее необходимо заменить. Трубу также заменяют, если она свободно завинчивается вручную до конца резьбы. Для замены отбракованных труб на буровой необходимо иметь запас (5% от длины спускаемой колонны).
Доставленные трубы укладывают на приемном мосту, каждую трубу нумеруют и замеряют. Резьбу труб и муфт тщательно очищают щеткой, промывают керосином и проверяют калибром. Одновременно с обсадными трубами на буровую доставляют элементы низа обсадной колонны (башмачную направляющую пробку, башмак колонны, башмачный патрубок, обратный клапан, упорное кольцо), обеспечивающие ее успешный спуск и цементирование.
Башмачная направляющая пробка служит для направления спускаемой обсадной колонны в ствол скважины. Применяют чугунные направляющие пробки, соединяемые с башмаком при помощи резьбы. Для пропуска промывочной жидкости и цементного раствора в пробке имеются торцевое и боковые отверстия.
Башмак колонны представляет собой толстостенный стальной патрубок, на верхнем конце которого нарезана внутренняя резьба по стандарту обсадных труб, а на другом конце резьба для соединения его с башмачной направляющей пробкой.
Башмачный патрубок — толстостенный патрубок длиной 1,5— 2 м с нарезанными концами, изготовленный из толстостенной обсадной трубы. Нижний конец патрубка свинчивают с башмаком, а на верхний навинчивают удлиненную муфту, внутри которой помещается обратный клапан. Если имеются опасения, что промывочные отверстия в башмачной пробке могут оказаться закрытыми при частичной посадке колонны на забой, то в башмачном патрубке просверливают несколько отверстий диаметром 25—32 мм.
Обратный клапан предназначен для преграждения поступления глинистого раствора, газа и цементного раствора, закачанного при цементировании скважины внутрь спускаемой колонны. При спуске обсадной колонны в скважину с обратным клапаном уменьшаются нагрузка на вышку, талевую систему, лебедку и усилия, растягивающие муфтовые соединения. Вытесняемый колонной раствор движется к устью скважины по затрубному пространству.
i Широкое применение нашли обратные клапаны тарельчатой конструкции.
Упорное кольцо предназначено для остановки заливочной пробки при цементировании колонны. Место установки его зависит от того, на какой глубине нужно создать искусственный цементный стакан. Упорное кольцо представляет собой чугунную шайбу толщиной 15—20 мм. Его наружный диаметр соответствует наружному диаметру нарезанного конца трубы у торца, а диаметр отверстия делается на 50—60 мм меньше наружного диаметра.
Конструкция низа для эксплуатационной колонны продуктивного пласта должна состоять из башмачной направляющей пробки, башмака, башмачного патрубка, обратного клапана и упорного
20* 307
кольца. Для эксплуахации горизонта с низким пластовым давлением с целью предотвращения цементации пор и облегчения условий освоения скважины, необходимо эксплуатационную колонну спускать с готовым фильтром. В этом случае конструкция низа эксплуатационной колонны должна состоять из башмачной направляющей пробки, башмака, фильтра необходимой длины, удлиненной воронкообразной муфты с прямым клапаном, короткого заливочного
патрубка, эластичной брезентовой воронки, обратного клапана и упорного кольца. От производителей работ требуется быстрый и качественный спуск колонны с установкой фильтра против продуктивного пласта.
При спуске «хвостовика» конструкция низа аналогична описанной, с той лишь разницей, что при цементировании без использования заливочных пробок упорное кольцо не устанавливают и последнюю обсадную трубу спускают с воронкой. При цементировании с заливочными пробками к верхней части «хвостовика» присоединяют воронку 2 (рис. V.15) со специальной муфтой 5, имеющей левую резьбу. «Хвостовик» 10 соединяют с колонной бурильных труб 1 с помощью переводника 4, который ввинчивается в муфту 5. В нижнюю часть переводника ввинчен патрубок 6, на котором с помощью трех шпилек 7 подвешена нижняя секция разделительной пробки. В верхнюю часть переводника ввинчивают ниппель замка бурильных труб. Нижняя секция пробки состоит из чугунного корпуса 8, кольца с отверстиями 12, резиновых манжет 11 и зажимной гайки 9. Верхняя секция пробки 3 изготавливается из резины по размеру при*-меняемых бурильных труб.
Подготовка бурового оборудования и инструмент а. Перед спуском эксплуатационной колонны тщательно проверяют подъемное оборудование и инструмент. Вышку (мачту) осматривают, проверяя болтовые соединения в узлах, поясах, диагоналях. Вышка должна стоять строго вертикально, так как небольшой перекос ее вызовет большие затруднения при спуске эксплуатационной колонны. Затем проверяют исправность подъемного механизма (лебедки, трактора-подъемника) и силовых двигателей, прочность их крепления, состояние отдельных частей. Особое внимание при этом уделяют тормозной системе. Особенно тщательно проверяют состояние механизмов талевой системы (кронблока, талевого блока, подъемного крюка) и талевого каната. В случае необходи-
308
Рис V 15. Конструкция вертнеи части «хвостовика»
мости талевой канат заменяют. Проверяют насосы и манифольдную линию; наличие и исправность элеваторов, круговых ключей, шаблонов и спайдера.
Подготовка второго ствола. Для успешного спуска эксплуатационной колонны расширяют (прорабатывают) ствол скважины до забоя гидравлическим расширителем или эксцентричным пикообразным долотом с таким расчетом, чтобы диаметр ствола не менее чем на 15—20% был больше диаметра муфт колонны труб, подлежащей спуску. Скорость проработки ствола скважины не должна превышать 12—15 м/ч; подача инструмента должна быть равномерной, нагрузка на долото должна быть на 20—30% меньше, чем в процессе бурения при максимальной производительности насосов и скорости восходящей струи в кольцевом пространстве не менее 1 м/с. Качество раствора должно отвечать требованиям геолого-технического наряда. После проработки скважину промывают в течение времени, необходимого для одного или двух циклов циркуляции.
СПУСК КОЛОННЫ
Для крепления второго ствола применяют сплошную колонну или «хвостовик».
Сплошную колонну спускают в пробуренный ствол в том случае, когда колонна, в которой производились работы, деформирована выше вскрытого «окна» или имеет большой диаметр. Работы по ее спуску должны быть организованы так, чтобы каждый член бригады четко выполнял свои обязанности. Рабочее место должно быть подготовлено и очищено от посторонних предметов. Необходимо следить за соблюдением установленного порядка спуска труб и за показанием индикатора веса.
При понижении нагрузки на крюке следует ствол скважины промыть до восстановления нагрузки и после этого продолжать спуск колонны. Первая нижняя труба обязательно должна пропускаться через «окно» при промывке скважины. Кроме того, промывать скважину необходимо в предусмотренных интервалах. Проверка доведения колонны до забоя достигается допуском труб при промывке скважины. При этом нагрузка не должна превышать 2—4 тс.
«X в о с т о в и к» спускают на бурильных трубах со специальным переводником, имеющим левую резьбу. Конец хвостовика должен располагаться в эксплуатационной колонне на 15—20 м выше вскрытого «окна» Верхнюю часть его оборудуют воронкой, наибольший диаметр которой должен быть на 10—12 мм меньше внутреннего диаметра колонны, в которой производилась зарезка. Нижнюю трубу «хвостовика» пропускают через «окно» при промывке скважины. При спуске последующих обсадных или бурильных труб их заполняют раствором. После окончания спуска труб навинчивают Рабочую трубу, восстанавливают циркуляцию и промывкой проверяют состояние забоя
309
ЦЕМЕНТИРОВАНИЕ КОЛОННЫ
Цементирование обсадной колонны представляет собой одну из самых ответственных операций, от успешности которой зависит дальнейшая нормальная эксплуатация скважины.
Способ цементирования выбирают в зависимости от вида колонны, спущенной в пробуренный ствол (сплошной или «хвостовика»).
Нормальное цементирование. После окончания спуска сплошной эксплуатационной колонны в процессе подготовки скважины к цементированию колонну обсадных труб периодически расхаживают и для предотвращения прихвата колонны скважину непрерывно промывают. Затем башмак колонны устанавливают выше (на 1—2 м от забоя), на устье устанавливают цементировочную головку и закачивают цементный раствор.
Прокачав расчетное количество цементного раствора, отвинчивают стопорные болты на цементировочной головке и закачивают расчетное количество продавочного глинистого раствора. Как только заливочная пробка дойдет до упорного кольца «стоп», наблюдается резкий подъем давления, так называемый «удар». На этом процесс цементирования заканчивается. Краны на цементировочной головке закрывают и скважину оставляют в покое на срок, необходимый для твердения цементного раствора.
При цементировании неглубоких скважин с небольшим подъемом цементного раствора за колонной в качестве продавочной жидкости можно применять воду.
Цементиров а-н и е «хвостовика». После промывки ствола скважины на устье ее устанавливают цементировочную головку, в которую вставляют верхнюю секцию разделительной пробки. Закачивают расчетное количество цементного раствора, который продавливают глинистым раствором или водой. Когда будет продавлен объем, равный внутреннему объему бурильных труб, верхняя секция пробки 3 (см. рис. V.15) входит в нижнюю секцию и перекрывает отверстия кольца 12. Давление в бурильных трубах резко возрастает. Шпильки 7, удерживающие нижнюю секцию в переводнике 4, срезаются, и обе секции как одно целое перемещаются вниз по «хвостовику» до получения «удара». После этого колонну необходимо посадить на забой и путем вращения инструмента по часовой стрелке освобождают бурильные трубы с переводником от «хвостовика» и вымывают излишек цементного раствора.
Через 16—20 ч после этого определяют высоту подъема цемента за колонной, оборудуют устье скважины (в случае спуска сплошной колонны), испытывают колонну на герметичность и перфорируют в интервале продуктивного пласта.
310
ОСВОЕНИЕ СКВАЖИНЫ ПОСЛЕ ЗАРЕЗКИ И БУРЕНИЯ ВТОРОГО СТВОЛА
Заключительным этапом процесса восстановления скважины методом зарезки и бурения второго ствола является испытание эксплуатационной колоцны на герметичность, перфорирование отверстий против продуктивного горизонта и вызов притока нефти или газа из пласта.
ИСПЫТАНИЕ ЭКСПЛУАТАЦИОННОЙ КОЛОННЫ НА ГЕРМЕТИЧНОСТЬ
После окончания цементировочных работ по закрытию посторонних вод, возвратов на выше- или нижележащие горизонты f ремонтных работ, а также после цементирования колонны или «хвостовика» при бурении второго ствола, эксплуатационную колонну испытывают на герметичность.
Испытание эксплуатационной колонны на герметичность производят:
а) в скважинах со сплошными колоннами и фильтрами после проверки глубины расположения цементного стакана, а при необходимости — после его разбуривания до установленной глубины;
б) в скважинах с колоннами, зацементированными в две ступени, — первое испытание после истечения срока ожидания затвердения цемента (ОЗЦ) второй ступени и второе испытание после разбуривания цементных стаканов до установленной глубины.
Эксплуатационные колонны на герметичность испытывают двумя способами — опрессовкой или снижением уровня:
а) после спуска и цементирования — опрессовкой с предварительной заменой глинистого раствора на воду; в скважинах, при опробовании и эксплуатации которых на устье отсутствует избыточное давление, дополнительно эксплуатационную колонну испытывают на герметичность снижением уровня;
б) после установки цементных мостов для возврата на вышележащие горизонты — опрессовкой и тем способом, которым был вызван-приток при опробовании предыдущего изолированного пласта (снижение уровня, аэрация и др.);
в) после цементирования под давлением через специально перфорированные отверстия — опрессовкой и снижением уровня.
Если по технологическим условиям необходимо, то разбуривается цементный стакан ниже перфорированных отверстий в пределах до 3—5 м; герметизируют устье скважины и дополнительно спрессовывают колонну с выдержкой 30 мин.
Испытание способом опрессовки. Устье скважины оборудуют специальной опрессовочной головкой с манометром. Жидкость в колонну обсадных труб нагнетают таким образом, чтобы обеспечить плавное увеличение давления. На устье скважины оно Должно быть на 20% больше, чем ожидаемое максимальное после
311
освоения скважины. Давление во время опрессовки не должно быть ниже величин, приведенных в табл. V.5.
Давление опрессовки
Таблица V.5
Диаметр колонны, 377-426 273—324 219-245 194 168 146-141 127—114
мм
Давление на устье, кгс/см2 50 60 70 75 80 100 120
Нормы, указанные в табл. V.5, в зависимости от степени изношенности колонны и характера ремонтируемой скважины могут быть изменены по усмотрению геологической службы.
Если в процессе опрессовки в каком-либо сечении колонны возможно возникновение напряжений, превышающих допустимые для обсадных труб, опрессовку следует проводить секционно с помощью пакера.
Результаты испытания считаются положительными, а колонна выдержавшей испытание на герметичность способом опрессовки, если после замены глинистого раствора водой отсутствует перелив жидкости и выделение газа из колонны, а также если давление в течение 30 мин не снижается или снижается не более чем на 5 кгс/см2 при давлении выше 70 кгс/см2 и не более чем на 3 кгс/см2 при давлении испытания ниже 70 кгс/см3; наблюдение за изменением давления начинается через 5 мин после достижения требуемого давления. В случае превышения этой нормы, должны быть приняты меры по обеспечению герметичности колонны, после чего необходимо снова испытать колонну на герметичность. Если в период нагнетания жидкости давление не удается увеличить до требуемой величины, колонна считается негерметичной.
Испытание способом снижения уровня. Уровень жидкости в обсадной колонне понижают поршневанием, тартанием, с помощью компрессора, бесштанговых или штанговых глубинных насосов или путем вытеснения жидкости из эксплуатационной колонны бурильными или насосно-компрессорными трубами. Снижать уровень в колонне в пределах 800—1000 м можно оттартыванием обыкновенной желонкой.
Высота столба жидкости над испытанным предыдущим объектом должна быть на 20% менее той, при которой был вызван приток в процессе опробования приведенных ниже величин.
Глубина скважин, До 500 500—1000 1000- 1500 1500—2000 более 2000
ы
Снижение уровня, 400 500 650 800 1000
не менее, м
312
Если при бурении использовался глинистый раствор плотностью 1400 км/м3 и больше, его заменяют водой и колонна считается герметичной, если в течение одного часа не наблюдается перелив жидкости или выделение газа.
Колонна считается герметичной, если уровень жидкости, сниженный до требуемой величины за 8 ч наблюдения, поднимается не более величин (в м), приведенных в табл. V.6.
Таблица V.6
Диаметр котонны, чч При снижении уровня на глубина, м
до 400 400—600 600—800 800—1000 более 1000
114—219 0,80 1,10 1,40 1,70 2,0
Свыше 219 0,50 080 1,10 1,30 1,50
Определять уровень жидкости следует с помощью аппарата Яковлева, уровнемером или другими приборами через каждые 2 ч.
Если в течение 8ч уровень поднимается на большую глубину, чем указано в табл. V.9, производят повторный замер в течение 8 ч. Если и при повторном испытании уровень поднимается также выше нормы, колонна считается негерметичной.
Иногда уровень не удается снизить. Это указывает на то, чта в скважину проникает жидкость. Работы по снижению уровня (отбору жидкости) в таких случаях следует проводить до тех пор, пока в скважине при нагнетании жидкость будет поглощаться (условие для повторного цементирования). Испытание колонн на герметичность оформляется специальным актом.
РАБОТЫ ПО ЛИКВИДАЦИИ СКВАЖИН
Все скважины, пробуренные с целью разведки или разработки месторождений нефти и газа и для других целей, при ликвидации и списании затрат на их сооружение делятся на пять категорий.
К первой категории относят скважины, заложенные с целью поисков, разведки и оконтуривания месторождений полезных ископаемых и структур для подземного хранения нефти, газа и нефтепродуктов, выполнившие свое назначение и после окончания бурения оказавшиеся в неблагоприятных геологических условиях (сухими пли водяными); скважины, не доведенные до проектной глубины вследствие нецелесообразности дальнейшего их бурения по геологическим причинам.
Ко второй категории относят эксплуатационные и оценочные скважины, пробуренные с целью добычи нефти и газа, оказавшиеся сухими или водяными; нагнетательные и наблюдательные скважины, оказавшиеся в неблагоприятных геологических условиях.
за
К третьей категории относят все скважины, подлежащие ликвидации по техническим причинам (аварий и осложнений в процессе бурения и эксплуатации).
Под техническими причинами в бурении понимают причины, вызывающие нарушение технической колонны, аварии с бурильным инструментом, уход раствора, беспрерывные обвалы, сужение ствола, открытое фонтанирование и т. д., в результате которых доведение скважины до проектной глубины становится невозможным.
Под техническими причинами ъ эксплуатации понимают причины, вызывающие нарушение (слом, смятие) эксплуатационной колонны, сложную аварию с подземным оборудованием, непрерывное образование пробок, обводнение посторонними для данного горизонта водами, вследствие чего невозможна дальнейшая эксплуатация скважины.
Скважины третьей категории ликвидируют, если проведенные работы по ликвидации аварий и осложнений не дали положительных результатов и дальнейшее проведение их признано нецелесообразным.
К четвертой категории относят эксплуатационные скважины, полностью обводнившиеся пластовой водой или истощенные, а также нагнетательные и наблюдательные скважины при невозможности или нецелесообразности их дальнейшего использования по геологическим причинам.
Скважина может быть ликвидирована при снижении суточных дебатов нефти и газа ниже установленного предела рентабельности только в том случае, если невозможно повышение ее дебита и она не может быть использована при разработке данного месторождения в качестве нагнетательной, контрольной или возвращаемой на* вышележащие горизонты.
К пятой категории относят скважины, расположенные в запретных зонах (полигоны, водохранилища и т. д.), скважины, ликвидируемые после стихийных бедствий (землетрясения, оползни и т. д.), а также скважины специального назначения, выполнившие свою задачу.
Несмотря на то, что бурение некоторых таких скважин, которые в последующем подлежат ликвидации, в силу ряда причин неизбежно, необходимо всемерно стремиться к уменьшению количества ликвидированных скважин. В этих целях следует более тщательно анализировать геологические условия площади в процессе ее разведки, соблюдать установленный режим бурения и своевременно предотвращать причины, могущие повлечь за собой ликвидацию скважин. •
Материалы на ликвидацию скважин оформляют в соответствии е существующими положениями и согласуются с Госгортехнадзором, и только после получения разрешения скважины подлежат ликвидации.
При ликвидации скважины извлекают подземное оборудование и максимальное число обсадных труб, изолируют вскрытые пласты и устанавливают репер.
314
Объем и характер работ по ликвидации скважин зависят от их назначения, конструкции и состояния ствола. Работы по ликвидации новых скважин, в которые спущены только промежуточные колонны, без спуска эксплуатационной (без опробования или после опробования пластоиспытателем) заключается в следующем.
В интервалах со слабыми нефтяными и газовыми пластами или оказавшимися в данной скважине непродуктивными, устанавливают цементные мосты высотой, равной мощности пласта плюс 20 м выше кровли и ниже подошвы. Над кровлей верхнего пласта цементный мост устанавливают на высоту не менее 50 м. Ствол скважины заполняют глинистым раствором плотностью, позволяющей создать на забое давление, превышающее пластовое.
Если в разрезе скважины не наблюдаются напорные минерализованные или сероводородные воды, допускается извлечение промежуточных колонн, при этом в башмаке последней остающейся в скважине колонны устанавливают цементный мост высотой не менее 50 м.
Устье ликвидируемой скважины оборудуют репером следующим образом.
При оставленной технической колонне — на 73-мм сплюснутой сверху трубе опускают на глубину не менее 2 м деревянную пробку и заливают скважину до устья цементным раствором.
Над устьем устанавливают бетонную тумбу размером 1 X 1 X X 1 м. Высота репера над бетонной тумбой должна быть не менее 0,5 м.
При извлеченной технической колонне репер устанавливают в кондукторе или шахтовом направлении и также сооружают тумбу размером 1 X 1 X 1 м.
Ликвидацию скважин после их опробования при спущенной эксплуатационной колонне производят так же, как описано выше. Обсадные колонны в этом случае извлекают, если залежь чисто нефтяная и не наблюдаются напорные минерализованные пластовые воды, могущие загрязнить верхние пресные воды.
При невозможности извлечения обсадных колонн, устье скважины закрывают глухим фланцем с вваренным патрубком и вентилем или заглушкой, после чего устанавливают репер.
Ликвидационные работы в эксплуатационных скважинах в связи с полным истощением продуктивных пластов и их обводнением, а также в нагнетательных и наблюдательных скважинах, которые в дальнейшем не могут быть использованы для других промышленных целей, производят так же, как было описано.
Работы в скважинах, подлежащих ликвидации( вследствие технических причин или некачественной проводки и аварий, производят по специальным проектам (планам), согласованным с Госгортех-надзором.
Работы по ликвидации скважин, находящихся на балансе НГДУ, производят бригады по капитальному ремонту скважин.
315
КОНТРОЛЬНЫЕ ВОПРОСЫ К ГЛАВЕ V
1. Какие исследовательские и обследовательские работы производят в скважине перед капитальным ремонтом?
2. Какое оборудование используют при спуске в скважину различных измерительных приборов?
3. Как производят ремонт и герметизацию устья скважины?
4. Что представляет собой печать и для чего она применяется?
5. Как производят исправление дефектов в колонне?
6. В каком порядке производят работы по замене поврежденной части колонны?
7. Какие способы применяют для исправления верхних концов колонн?
8. В каких случаях спускают в скважину дополнительную колонну?
9. Какие требования предъявляют к качеству тампонажного цемента?
10. Что такое водо-цементное отношение?
11. Назовите специальные сорта цементов.
12. Для чего применяют замедлители и ускорители сроков схватывания цемента?
13. Какие цели преследует цементирование скважин?
14. Какие способы цементирования Вы знаете?
15. Каковы преимущества цементирования с применением па-керов?
16. Условия применения нефтецементных растворов.
17. В каких случаях производят установку искусственных пробок в колонне? Виды пробок.
18. Как производится изоляция от: а) верхних вод? б) нижних вод? в) подошвенных вод?
19. В каких случаях производят возвратные работы?
20. Какие существуют методы крепления призабойной зоны во избежание образования пробок?
21. Назовите виды аварий в скважинах.
22. Расскажите технологию извлечения:
а) прихваченных труб;
б) полетевших труб;
в) полетевших труб и штанг;
г) электропогружного насоса;
д) труб, прихваченных цементом;
е) тартального каната и каротажного кабеля;
ж) посторонних предметов.
23. В каких скважинах наиболее целесообразно применение метода зарезки и бурения второго ствола?
24. Как выбирают место для вскрытия «окна»?
25. Для чего предназначен механический фиксатор тина 1ФГМ-163?
26. Что такое отклонитель?
27. В чем состоит подготовка скважины к спуску отклонителя?
316
28. Как производят направленный спуск отклонителя?
29. Назовите инструменты для вскрытия «окна» и расскажите их конструкции.
30. Расскажите о технологии вскрытия «окна» в колонне.
31. Расскажите о режиме бурения.
32. Какие функции выполняет промывочная жидкость?
33. Назовите параметры глинистого раствора, определяющие его качество.
34. Для чего производят химическую обработку глинистого раствора?
35. В чем состоит подготовка ствола скважины и бурового оборудования перед спуском колонны?
36. С какой целью применяют обратный клапан при спуске колонны?
37. Расскажите о конструкции низа обсадной колонны и «хвостовика».
38. Какими методами испытывают эксплуатационную колонну на герметичность?
39. Каковы условия, при которых колонна считается герметичной?
40. На какие категории подразделяются скважины, подлежащие ликвидации?
41. В чем заключаются работы по ликвидации скважин?
ГЛ4ВА VI
ОРГАНИЗАЦИЯ И ЭКОНОМИКА КАПИТАЛЬНОГО РЕМОНТА СКВАЖИН
ОСНОВЫ ОРГАНИЗАЦИИ ПРОИЗВОДСТВА ТРУДА И УПРАВЛЕНИЯ В НЕФТЯНОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ
ОРГАНИЗАЦИЯ ПРОИЗВОДСТВА И УПРАВЛЕНИЯ
Нефтяная промышленность, как отрасль народного хозяйства, представляет собой единый хозяйственный комплекс, призванный обеспечить потребности страны, связанные с добычей нефти, газа и газового конденсата.
Общее руководство отраслью осуществляет центральный аппарат Министерства нефтяной промышленности, на который возложены функции перспективного развития отрасли, планирования объема производства, материальных, трудовых ресурсов, капитальных вложений, а также реализации продукции, организации выполнения намеченных планов и повышения эффективности производства, проведения единой технической политики в отрасли и ускорения внедрения научно-технического прогресса в целях полного удовлетворения потребностей народного хозяйства в продукции отрасли; дальнейшего совершенствования методов и структуры управления в нефтяной промышленности; создании необходимых условий для внедрения автоматизированной системы управления.
Министерство нефтяной промышленности перешло на двух-звенную систему управления (Министерство нефтяной промышленности — производственное объединение или предприятие).
Основным (первичным звеном нефтяной промышленности) стало производственное объединение, призванное обеспечивать развитие нефтегазодобывающего района, как хозяйственный комплекс, несущий ответственность за ускорение внедрения научно-технического прогресса и состояние технического и экономического уровня нефтяного производства, качество выпускаемой продукции, рациональное использование капитальных вложений, материальных и трудовых ресурсов, дальнейшую концентрацию, специализацию и повышение эффективности производства.
Учитывая большую территориальную разобщенность производственных объектов, а также осуществление руководства работами разного направления — геологопоисковыми, по бурению нефтяных и газовых скважин, обустройству нефтяных месторождений, подготовке и транспортированию нефти и газа, эксплуатации средств связи, транспорта и спецтехники, ремонтными работами — разре-
318
шено иметь в производственных объединениях специальный аппарат управления.
Производственная структура объединений построена на принципе специализации. В состав производственного объединения входят производственные единицы по добыче нефти и газа, по бурению скважин и другим направлениям работы, перечисленным выше.
Производственное объединение, используя закрепленное за ним государственное имущество, осуществляет силами коллектива объединения свою деятельность в соответствии с народнохозяйственным планом, на основе хозяйственного расчета, выполняет возложенные на него обязанности и пользуется правами, указанными в «Положении о государственном социалистическом производственном предприятии». Производственное объединение имеет самостоятельный баланс, является юридическим лицом и создается министерством.
Производственная единица выделяется в составе объединения вышестоящим по отношению к объединению органом, не является юридическим лицом, не имеет самостоятельного баланса и не может пользоваться «Положением о государственном социалистическом производственном предприятии». Права и обязанности производственной единицы определяются законодательством и положением, утвержденным руководителем производственного объединения.
Производственная единица, расположенная вне места нахождения объединения, имеет текущий счет в учреждении Госбанка СССР и может иметь счет финансирования капитальных вложений в учреждениях Стройбанка СССР.
Управление производственным объединением осуществляется на основе правильного сочетания единоначалия и коллегиальности в обсуждении и решении всех вопросов по руководству деятельностью объединения.
Широкое участие в управлении производством, в разработке и осуществлении мероприятий по обеспечению выполнения планов производства, развитию совершенствования деятельности объединения, улучшению условий труда и быта работников принимают общественные организации и коллективы работников объединения.
В объединении создается Совет объединения. Его возглавляет руководитель объединения. В состав совета входят заместители руководителя, директора (начальники) производственных единиц, представители общественных организаций объединения.
Администрация производственного объединения и производственной единицы заключает коллективные договоры; организует совместно с соответствующим профсоюзным органом социалистическое соревнование, подводит его итоги и решает вопросы поощрения передовых коллективов и работников; распределяет в установленном порядке жилую площадь; устанавливает в соответствии с отраслевыми правила внутреннего трудового распорядка.
319
В производственном объединении создаются: фонд развития производства, фонд материального поощрения, фонд социально-культурных мероприятий и жилищного строительства, фонд амортизационных отчислений, предназначенных на капитальный ремонт, фонд для премирования за создание и внедрение новой техники, фонд содействия внедрению изобретений и рационализаторских предложений и другие фонды, образуемые в соответствии с действующим законодательством.
Производственная единица — нефтегазодобывающее управление (НГДУ) осуществляет организацию своего производства также на принципах специализации и кооперирования. В организационную структуру НГДУ входят специализированные цехи, призванные выполнять определенные их положением функции и объемы производства.
Основное производство в нефтегазодобывающих управлениях осуществляется через инженерно-технологические службы (ИТС центральная и районные). Вспомогательное производство сосредоточено в базах производственного обслуживания.
База производственного обслуживания призвана проводить весь цикл ремонтных и вспомогательных работ.
В нефтегазодобывающем управлении создаются специализированные цехи капитального ремонта скважин (ЦКРС). В НГДУ, где объем производства не позволяет создать такой цех, бригады капитального ремонта скважин входят в состав цеха текущего (подземного) и капитального ремонта скважин.
В системе управления различают управляющую и управляемую подсистемы. Управляемая подсистема состоит из ряда взаимосвязанных производственных подразделений и коллективов (цехов, различного рода служб, бригад). Управляющая подсистема состоит из совокупности органов управления, представляющих собой специализированные отделы и руководство производственного объединения, предприятия или производственной единицы. Обе подсистемы связаны между собой посредством информации, взаимно воздействуют друг на друга, совершенствуясь в своем развитии.
В НГДУ управляющей подсистемой является аппарат управления, состоящий из специализированных отделов. В цехах управление осуществляется администрацией цеха.
Организация труда. Организация производства предопределяет организацию труда рабочих основного и вспомогательного производства.
В нефтяной промышленности, как правило, преобладают коллективные формы организации труда. Это обусловливается сложностью производственного процесса, трудоемкостью выполняемых операций и трудовых приемов, непрерывностью производственного процесса. Такие условия выполнения производственного процесса делают необходимым одновременное участие нескольких рабочих, которые объединяются в звенья (смены, вахты), из которых состоят бригады.
320
Производственная бригада (в том числе и бригада капитального ремонта скважин) является низовым производственным коллективом, имеющим единую цель, определяемую производственным заданием, и призванным на базе творческого подхода к выполнению предписанной технологии производства работ осуществить достижение этой цели с наибольшей эффективностью. Коллектив бригады капитального ремонта скважин возглавляется мастером, а каждое звено (смена, вахта) — бурильщиком.
Бригадная форма организации труда предполагает и коллективные формы оплаты труда и материального стимулирования в сочетании с индивидуальной заинтересованностью.
Коллективные формы организации труда предъявляют повышенные требования к квалификации работников, к умению четко и слаженно выполнять сложные трудовые приемы в условиях повышенной опасности, к организации рабочего места и условиям труда.
С целью совершенствования организации труда в цехах капитального ремонта скважин необходимо рассматривать не отдельные вопросы и направления, связанные с этой проблемой, а весь комплекс вопросов.
Комплексное изучение, проектирование и внедрение организации труда и есть научная организация труда (НОТ).
Основными направлениями научной организации труда на ближайшие годы являются:
разработка рациональных форм разделения и кооперации труда;
улучшение организации и обслуживания рабочих мест;
изучение и распространение передовых приемов и методов труда;
подготовка и повышение квалификации кадров;
улучшение и расширение сферы нормирования труда;
улучшение условий труда;
воспитание рабочих и служащих в духе сознательного отношения к труду, строжайшего соблюдения государственной и трудовой дисциплины.
НОТ охватывает широкий круг вопросов и неразрывно связан с техникой, технологией и организацией производства. Поэтому к работе по научной организации труда для качественного изучения, разработки и внедрения его положений привлекается большое число высококвалифицированных рабочих, специалистов, инженерно-технических и руководящих работников и служащих. Все они организуются в творческие бригады НОТ, работающие по единому плану. Возглавляет всю работу на предприятии Совет по научной организации труда во главе с главным инженером. Организационные вопросы осуществляются либо бюро НОТ, либо отделом организации труда и заработной платы.
Научная организация труда основывается на использовании системы норм, нормативов и показателей, разработанных в результате изучения и обобщения передового опыта.
21 Заказ 1428 321
Система норм и нормативов применяется при регламентации труда, планировании численности работников на различных участках производства.
Нормирование труда должно быть основой организации заработной платы, морального и материального стимулирования. В этом отношении изучению и дальнейшему совершенствованию должны подлежать связи между нормированием и оплатой труда, эффективность различных индивидуальных и коллективных форм систем оплаты труда, соответствие применяемых форм стимулирования уровням технической оснащенности, условиям труда.
Научная организация преследует цель обеспечить систематический и быстрый рост производительности труда, используя всесторонне развитие техники, технологии и организации производства в сочетании с умственными и физическими способностями человека.
Если раскрыть более подробно содержание цели, то оно сведется к более полному и плодотворному использованию рабочего времени, оборудования, предметов труда, к обеспечению нормальной напряженности труда, к улучшению условий работы, повышению квалификации и культуры трудящихся.
Важнейшим условием осуществления"^ НОТ является понимание широкими кругами рабочих и служащих огромного значения организации труда, активное способствование внедрению НОТ на участках производства, где они трудятся, включение в свои обязательства по социалистическому соревнованию соответствующих пунктов внедрения мероприятий НОТ.
Сложные ремонты скважин, связанные с ликвидацией нарушений, происходящих в колонне с переходом на эксплуатацию другого нефтяного горизонта изоляция появившейся в скважине воды и другие относятся к категории капитального ремонта скважин.
Бригады 'капитального ремонта скважин выполняют следующие работы:
ликвидация аварий в эксплуатационных скважинах;
изменение конструкции скважины;
изоляция продуктивного пласта от появившихся чуждых подошвенных или промежуточных вод;
переход на эксплуатацию другого продуктивного пласта;
прочие ремонтно-исправительные работы в скважине.
Количественный и квалификационный состав бригады капитального ремонта скважин утвержден Государственным комитетом Совета Министров СССР по вопросам организации труда и заработной пласты в зависимости от категорий скважин и применяемых установок (табл. VI.1).
При капитальных ремонтах скважин применяют следующие установки и сочетания основного подъемного оборудования: стационарная вышка — трактор-подъемник; стационарная мачта — трактор-подъемник; самоходные агрегаты на базе трактора или автомашины; стационарная вышка (или мачта) с лебедкой и приводом от электро-
322
двигателей или двигателей внутреннего сгорания; передвижная мачта с трактором-подъемником.
В зависимости от типа применяемых подъемных сооружений производится обустройство и общая планировка рабочей зоны.
ВНИИОНГом совместно с нормативно-исследовательскими станциями объединений «Азнефть» (ведущая), «Татнефть», «Башнефтъ», «Нижневолжскнефть», «Туркменнефть», «Узбекнефть», «Укрнефть» и «Эмбанефть» разработан типовой проект организации рабочих мест рабочих бригад капитального ремонта скважин Ч
Исследования, проведенные при разработке этого проекта позволили произвести группировку множества схем обустройства рабочих площадок и организации рабочих мест, выбрать наиболее рациональные из существующих и рекомендовать лучшие образцы сочетания применяемых механизмов и приспособлений.
В соответствии с требованиями «Правил техники безопасности в нефтегазодобывающей промышленности» («Недра», Москва, 1968 г.)
Таблица VI.1
Численный и квалификационный состав вахты бригады капитального ремонта скважин
Скважины категории I (до 150 м)
передвижной подъемник станок
Профессия Разряд Штанги Бурильные трубы Штанги Бурильные трубы
и НКТ и 114 мм НКТ и НКТ и 114 мы НКТ
диаметром (с мостков или диаметром (с мостков или
до 102 мм установкой до 102 мм установкой
за палец) за палец)
Бурильщик 6
Бурильщик 5 1 1 1 1
Помощник бу- 4 — — 1 1
рильщика
Помощник бу- 3 1 2 1 2
рильщика
Машинист (во- 6 1— — — —
дитель)
То же 5 1 1 — —
Дизелист (мо- 4 — — 1 1
торист)
1 Типовой проект организации рабочих мест и инструктивные карты передовых приемов труда при капитальном ремонте скважин, ВНИИОЭНГ, 1972 г.
21*
323
Продолжение табл. VI.1
На скважинах категории II (свыше 1500 м)
передвижной подъемник станок
Профессия Разряд Штанги Бурильные трубы Штанги Бурильные трубы
и НКТ и 114-мм НКТ и НКТ и 114-мм НКТ
диаметром (с мостков или диаметром (с мостков или
до 102 мм с установкой до 102 мм установкой
за палец) за палец)
Бурильщик 6 1 1 1 1
Бурильщик 5 — . . — — —
Помощник бу- 4 1 1 1 1
рильщика
Помощник бу- 3 . — — 1 2
рильщика
Машинист (во- 6 1 1 1 —
дитель)
То же 5 — — — —
Дизелист (мо- 4 — — — 1
торист) -
Примечание. 1. Машинист (водитель) тарифицируется по пятому разряду. При двух-трехсменной работе машинист (водитель) должен как правило работать в дневную смену, а в других сменах предусматривается дизелист четвертого разряда. Численный и квалификационный состав остальных членов вахты устанавливается по сложности скважины.
2. При работах двумя передвижными подъемниками состав вахты увеличивается на одного машиниста (водителя) того же разряда; при работе со станка на электроприводе из состава смены исключается дизелист (моторист).
3. Если бригадой капитального ремонта скважин осуществляются работы по полному циклу, в состав вахты вводится дополнительно один помощник бурильщика третьего разряда.
4. При работах по зарезке ствола скважины с трактора-подъемника, а также при ремонтах на скважинах с сильными газопроявлениями, требующих применения глинистых растворов, для помощника бурильщика вместо третьего разряда устанавливается четвертый разряд.
5. При одновременном проведении нескольких видов работ в одной и той же скважине сложность определяется по высшей категории.
6. При оттартывании жидкости состав вахты принимается следующим:
а) при работе с передвижного подъемника — один помощник бурильщика четвертого разряда;
б) при работе со стационарного оборудования — один бурильщик и один помощник бурильщика третьего разряда.
7. При спуске или подъеме обсадной колонны состав вахты увеличивается на одного помощника бурильщика третьего разряда.
8- При работе с морских оснований к вышеупомянутому составу вахты добавляется один помощник бурильщика третьего разряда.
324
и разработками ВНИИТБ рекомендованы следующие размеры рабочих площадок:
при работе с вышки — 8 X 8м;
при работе с мачты — 3 X 4 м;
при работе с самоходного агрегата — 4 X 4 м.
Высота рабочей площадки выбирается таким образом, чтобы была обеспечена высота рабочей поверхности (колонный фланец, ротор) над уровнем площадки 400 мм. Это наиболее удобная высота для работы на скважине при свинчивании и развинчивании труб вручную и с применением механизмов и автоматов.
По отношению к скважине рабочая площадка строится так, чтобы центр скважины при использовании стационарных вышек находился на пересечении диагоналей площадки; стационарных мачт — в центре рабочей площадки; самоходных агрегатов — на расстоянии одного метра со стороны агрегата (от края площадки по ее оси).
Самоходный агрегат, рабочая площадка и приемный мост располагаются на одной оси, что создает машинисту-водителю лучший обзор. Станок-качалка при этом (если скважина оборудована им) находится слева от рабочей площадки.
Типовым проектом организации рабочих мест бригады капитального ремонта скважин предлагается единая схема расположения якорей оттяжек мачт самоходных агрегатов, что значительно сокращает подготовительные работы на скважине, а также типовые схемы планирования рабочей зоны при различных видах капитального ремонта скважин.
Многообразие видов капитального ремонта скважин, применяемых типов агрегатов, технологическая сложность выполняемых работ, обуславливающая разнообразность применяемых механизмов, приспособлений и инструментов ограничивают возможность типизации рабочих мест при различных видах ремонтов. Тем не менее при разработке типового проекта все указанное учтено.
Под рабочим местом при капитальном ремонте скважин понимается часть рабочей зоны, оснащенная оборудованием и другими материально-техническими средствами труда, в которой постоянно или периодически находится рабочий (рабочие) при выполнении тех или иных операций процесса капитального ремонта скважины.
Рациональная планировка рабочих мест составлена с учетом следующих требований:
максимальное освобождение рабочей площадки от оборудования, приспособлений и инструмента, не используемого при выполнении данной работы;
минимальные затраты времени на подноску и подготовку к работе инструментов и приспособлений;
постоянство мест их размещения;
обеспечение безопасности при выполняемых работах.
Оснащение рабочих мест инструментом, оборудованием и приспособлениями производится руководством цеха согласно перечню, приведенному в типовом проекте организации рабочих мест.
325
Отличительной особенностью в оснащении бригад является то, что при капитальном ремонте скважин чаще применяется ловильный инструмент, вид которого зависит от конкретного характера работ. Этот инструмент не хранится в бригаде, а доставляется из цеха в каждом отдельном случае (так называемое переменное оснащение).
Социалистическое соревнование является важнейшим рычагом совершенствования организации труда. В современных условиях, когда производство насыщено машинами и механизмами победителем в социалистическом соревновании может стать лишь тот, кто лучше организует свой труд, применит новейшие достижения науки и техники.
Организация социалистического соревнования. В нефтяной промышленности социалистическое соревнование организовано на всех уровнях производства. Такая система организации социалистического соревнования преследует цель выявления лучших коллективов и отдельных рабочих в отрасли, объединении, производственной единице и ее структурных подразделениях.
На отраслевом уровне управления производством организовано социалистическое соревнование коллективов производственных объединений, производственных единиц бригад ведущих профессий. В частности бригады капитального ремонта скважин участвуют во Всесоюзном социалистическом соревновании бригад капитального ремонта скважин. Для поощрения победителей Всесоюзного соревнования выделено две первых премии в сумме 1200 руб. каждая, пять вторых премий (800 руб. каждая), семь третьих премий (500 руб. каждая).
Во Всесоюзном социалистическом соревновании итоги подводятся один раз в год по результатам труда за год. Итоги подводит коллегия Министерства совместно с президиумом Центрального комитета профсоюза рабочих нефтяной, химической и газовой промышленности. Представляют материалы на соискание премий производственные объединения.
На уровне объединений и предприятий, а также производственных единиц также организовано социалистическое соревнование. Для него разработаны условия соревнования, определены меры поощрения и организована гласность.
Многие нефтяные районы организуют соревнование за звание «Лучший по профессии».
Широко развито в отрасли соревнование за звания «Ударник коммунистического труда», «Коллектив коммунистического труда», «Бригада коммунистического труда», «Цех коммунистического труда», «Предприятие коммунистического труда».
В последние годы девятой пятилетки широко развернулось социалистическое соревнование за право быть награжденными знаком «Ударник девятой пятилетки».
Для поощрения победителей социалистического соревнования, передовых работников в нефтяной промышленности учреждены от-
326
раслевые награды Почетная грамота Министерства и ЦК профсоюза рабочих нефтяной, химической и газовой промышленности, ^начок «Отличник нефтяной промышленности», занесение в Книгу почета Министерства и высшая награда отрасли присвоение звания «Почетный нефтяник».
Лучшие работники нефтяной промышленности представляются к правительственным наградам.
В отрасли разработана и действует система изучения, обобщения и распространения опыта передовиков и новаторов производства.
Опыт работы лучших коллективов изучается и публикуется в листовках, плакатах, брошюрах. О них рассказывают газеты, радио, телевидение.
Победителей социалистического соревнования Министерство приглашает на отраслевые семинары, организуемые на ВДНХ СССР, на встречи передовиков производства в Министерстве. На ВДНХ СССР в отраслевом павильоне организована Всесоюзная доска Почета нефтяников, на которую заносятся лучшие люди отрасли.
ОСНОВЫ ОРГАНИЗАЦИИ ЗАРАБОТНОЙ ПЛАТЫ И ТЕХНИЧЕСКОГО НОРМИРОВАНИЯ В НЕФТЯНОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ
XXIV съездом КПСС определена огромная по своим масштабам социальная программа по повышению благосостояния советского народа, охватывающая все стороны жизни советских людей. Эта программа свидетельствует о последовательной и непрерывной заботе Коммунистической партии о все более полном удовлетворении растущих материальных и культурных потребностей населения нашей страны.
В условиях развитого социалистического общества программа подъема благосостояния народа осуществляется настойчиво и целеустремленно с использованием всего многообразия средств и форм, с привлечением больших материальных ресурсов.
Основным источником доходов рабочих и служащих является денежная заработная плата. Различают денежную (номинальную) и реальную заработную плату.
Номинальная заработная плата — это сумма денег, полученная работником за определенный период.
Реальную заработную плату характеризует то количество товаров и услуг, которое может быть приобретено работником при данном размере денежной заработной платы и данном уровне цен на товары и услуги.
Социалистический принцип материальной заинтересованности осуществляется путем распределения предметов потребления по количеству и качеству затраченного труда.
Распределение по труду обеспечивает материальную заинтересованность работников в результатах производства, в росте производи-
327
тельности труда, повышения квалификации, совершенствовании техники и технологии производства.
Оно имеет важное значение в воспитании трудящихся, в создании социалистической дисциплины труда. Чем лучше человек трудится, тем больше он дает обществу и тем выше размер его вознаграждения.
Конкретное применение принципа материальной заинтересованности выражается в организации заработной платы на предприятиях, в объединениях и в отрасли в целом.
Заработная плата в социалистическом обществе представляет собой выраженную в денежной форме долю рабочего или служащего в той части общественного продукта, которая направляется на цели потребления и распределяется по труду.
Важнейшие положения в области оплаты труда утверждены в Основах законодательства Союза ССР и союзных республик, а также в совместных постановлениях ЦК КПСС, Совета Министров СССР и ВЦСПС. Ныне действующие в нефтяной промышленности тарифные ставки и должностные оклады введены в действие постановлением ЦК КПСС, Совета Министров СССР и ВЦСПС от 12 декабря 1972 года (№ 842).
Регулирование вопросов заработной платы возложено на Государственный комитет Совета Министров СССР по вопросам труда и заработной платы, который по согласованию с ВЦСПС издает постановления, дает разъяснения, разрабатывает итоговые положения и другие документы по организации заработной платы.
В производственных объединениях организация заработной платы осуществляется администрацией совместно и по согласованию с профсоюзной организацией на основании Положения о социалистическом государственном производственном предприятии и правах фабрично-заводского профсоюзного органа.
Вопросы оплаты труда и материального стимулирования обязательно вводятся в коллективные договора.
Заработная плата рабочих и служащих регулируется государством с помощью тарифной системы, форм оплаты труда рабочих, схем должностных окладов руководящих и инженерно-технических работников и служащих, а также премиальных систем, выплат из фонда заработной платы, из фонда материального поощрения и других источников.
Структура заработной платы. Заработная плата состоит из двух основных частей:
1) основная (относительно постоянная);
2) дополнительная (переменная).
Главную определяющую часть заработной платы составляет основная (относительно постоянная) часть. Это единая, гарантированная общенародным фондом потребления часть заработной платы и вместе с тем относительно постоянная часть, которая не меняется от результатов труда. Она учитывает устойчивые различия в квали-
328
фикации работников, сложности и ответственности их работы условиях труда и его интенсивности.
Основная часть заработной платы состоит из тарифных ставок рабочих и системы должностных окладов инженерно-технических работников и служащих. Тарифные ставки входят в состав тарифной системы.
Тарифная система является основой организации заработной платы. Она состоит из следующих взаимосвязанных элементов:
а) тарифно-квалификационных справочников работ и профессий рабочих и квалификационных справочников должностей служащих;
б) тарифных сеток рабочих и схем должностных окладов инженерно-технических работников и служащих;
в) тарифных ставок рабочих;
i) районных коэффициентов к заработной плате.
Все элементы тарифной системы устанавливаются центральными органами и хозяйственные органы не имеют права вносить в нее какие-либо изменения.
Но тарифная система постоянно совершенствуется с учетом роста механизации и автоматизации производства, возникновения новых отраслей народного хозяйства и других объективных причин, вызывающих необходимость внесения в нее изменений.
Тарифно-квалификационные справочники работ и профессий рабочих служат для определения числа тарифных разрядов по каждой профессии и специальности, а также для определения сложности (разряда) работ.
В настоящее время действует единый тарифно-квалификационный справочник, включающий в себя разделы, в которых сосредоточены профессии, характерные для одной или нескольких отраслей народного хозяйства, а также сквозные профессии, такие как токарь, слесарь, электромонтер, фрезеровщик и др.
Каждый 1 параграф тарифно-квалификационного справочника предусматривает:
производственную характеристику работ, выполняемых рабочими данной профессии и квалификации;
квалификационные требования, предъявляемые рабочему в отношении знаний и умения;
конкретные типовые примеры работ, характерные для данной профессии и квалификации (если производственная характеристика достаточно точно определяет выполняемую работу, то примеры работ не приводятся).
Исходя из квалификационных требований и умения выполнять работу данной профессии и квалификации рабочему присваивается тарифно-квалификационный разряд.
Присвоение разряда производится приказом руководителя, на основании решения тарифно-квалификационной комиссии, председателем которой назначается главный инженер, а его заместителем — представитель профсоюзной организации. Членами комиссии
329
являются начальник отдела организации труда и заработной платы, инженер по производственному обучению, инженер по технике безопасности и руководитель соответствующего производственного подразделения.
Непосредственный руководитель рабочего (мастер, бригадир, прораб, механик и т. д.) направляет в комиссию представление на рабочего, в котором дает характеристику его практической подготовленности и умения выполнять работу соответствующей сложности.
Присвоение рабочему квалификационного разряда заносится в его трудовую и расчетную книжку. Основанием является приказ руководителя.
Тарифно-квалификационные характеристики являются основой для разработки программ по подготовке и повышению квалификации рабочих.
Тарифные сетки представляют собой шкалу коэффициентов для определения соотношения в размерах тарифных ставок в зависимости от квалификации (сложности) труда. Тарифные сетки включают в себя тарифные разряды и тарифные коэффициенты, которые определяют темпы нарастания соотношений тарифных ставок соседних и крайних (низшего и высшего) разрядов.
В нефтяной промышленности действуют шестиразрядные тарифные сетки с соотношением крайних разрядов 1 : 1,8.
Темпы относительного (межразрядного) возрастания тарифных коэффициентов по мере возрастания разрядов увеличиваются. Это делается для создания большей заинтересованности в повышении квалификации.
Тарифные сетки не учитывают условий труда. Их задача обеспечить правильное соотношение в оплате труда различной квалификации.
Тарифные ставки определяют уровень оплаты труда рабочих разной квалификации за определенный промежуток рабочего времени.
Устанавливаются такие ставки: часовые, дневные, месячные (месячные оклады некоторых категорий рабочих). Это связано со спецификой отдельных отраслей народного хозяйства, применяемой в них системой учета и нормирования труда. В нефтяной промышленности в настоящее время действуют часовые тарифные ставки.
Тарифные ставки устанавливаются для сдельщиков и для повременщиков, причем ставки сдельщиков выше на 5—15% по сравнению со ставками для повременщиков. Это сделано для компенсации большей интенсивности труда рабочих-сдельщиков.
Тарифные ставки различаются в зависимости от условий труда рабочих. На подземных работах, в горячих цехах, на работах с тяжелыми и особо тяжелыми, вредными либо опасными для здоровья человека условиями труда тарифные ставки увеличиваются на 10—20%|[по сравнению с соответствующими тарифными ставками
330
для нормальных условий труда. Это компенсирует рабочим повышенные затраты физической и нервной энергии при работе в неблагоприятных условиях.
Государственным комитетов Совета Министров СССР по вопросам труда и заработной платы и ВЦСПС устанавливаются типовые перечни видов работ, производств и рабочих профессий, в которых применяются эти повышенные тарифные ставки. Такие перечни определяются! по отраслям народного хозяйства.
Наиболее высокие тарифные ставки установлены в добывающих отраслях народного хозяйства: в угольной, нефтяной, газовой промышленности, в металлургии и др. Это объясняется характером, условиями труда и стремлением привлечения кадров в эти ведущие отрасли народного хозяйства.
Для рабочшх бригад капитального ремонта скважин установлены самые высокие тарифные ставки, действующие в нефтяной промышленности. Они приравнены к тарифным ставкам рабочих буровых и вышкомонтажных бригад. Величина тарифных ставок кроме указанного выше, дифференцирована по целям бурения и площадям.
Для рабочих, занятых на разведочных площадях, установлены тарифные ставки более высокие, чем для рабочих, занятых на эксплуатационных площадях.
Районные коэффициенты устанавливаются государством для компенсации повышенных расходов трудящихся, работающих в суровых климатических условиях северных и восточных районов страны, где рабочие вынуждены приобретать дополнительную теплую одежду, обувь, топливо, а также потреблять больше продуктов питания. Эти коэффициенты устанавливаются также в пустынных, высокогорных, безводных районах страны.
Районные коэффициенты относятся к дополнительной (переменной) части заработной платы. Они не образуют новых тарифных ставок и должностных окладов, а размеры их дифференцируются в зависимости от тяжести условий в том или другом районе страны.
Районы с тяжелыми условиями труда и размеры районных коэффициентов определяются Советами Министров союзных республик, министерствами и ведомствами по согласованию с Госкомтруда.
Районные коэффициенты приняты для всей суммы заработка (до 300 руб. в месяц, а при большем заработке — только на его часть, составляющую 300 руб.) за исключением вознаграждения за выслугу лет и надбавок за работу в районах Крайнего Севера и приравненных к нему районах.
Применение районных коэффициентов для обеспечения более высокого уровня заработной платы в районах с тяжелыми условиями труда подчеркивает принцип равенства оплаты труда и показывает, какую часть дополнительного заработка получает рабочий в порядке компенсации за эти условия.
Должностные оклады для руководящих, инженерно-технических работников и служащих устанавливаются также централизованно в зависимости от характера производства. Схемы должностных окла-
331
дов представляют собой устанавливаемые уровни месячных должностных окладов по занимаемым должностям и видам специальности, а также по группам оплаты труда предприятий. Группы оплаты труда устанавливаются в зависимости от объема производства и размеров предприятия. Показатели для отнесения предприятий к группам по оплате труда руководящих, инженерно-технических работников и служащих устанавливаются Госкомтруда по согласованию с ВЦСПС.
Дополнительная (переменная) часть заработной платы состоит из следующих элементов:
выплаты из фонда заработной платы, куда входят премии рабочим; оплата за перевыполнение норм (применяются в основном в машиностроении); вознаграждение за выслугу лет (которую получают некоторые работники) и надбавки к тарифу или к заработной плате, куда в свою очередь входит оплата за совмещение профессий; за работу в районах, различных по экономическим и природно-климатическим условиям; за условия труда, куда входит оплата за подвижной и разъездной характер работы; за работу в полевых условиях;
выплаты из фонда материального поощрения, куда входят премии рабочим, инженерно-техническим рабочим и служащим; единовременные поощрения; вознаграждения по общим годовым итогам работы предприятия;
выплаты из других источников, куда входят специальные премии за создание и внедрение новой техники и изобретательство, премии за сбор и сдачу металлолома и различных отходов, другие виды специальных выплат.
Формы и системы заработной платы рабочих. Для наибольшей личной и коллективной (бригадной) материальной заинтересованности рабочих в результатах их труда и дальнейшего роста производительности труда важное значение имеет выбор рациональных форм и систем заработной платы рабочих.
В нефтяной промышленности, как и во всех других отраслях народного хозяйства, применяются две формы заработной платы:
а) сдельная, б) повременная.
Существует несколько разновидностей этих форм — систем оплаты труда.
1. Сдельная форма заработной платы подразделяется на следующие системы оплаты труда: а) прямая сдельная (индивидуальная или бригадная); б) косвенная сдельная; в) сдельно-прогрессивная; г) сдельно-премиальная.
Одной из разновидностей сдельной формы заработной платы является аккордная система оплаты труда.
2. Повременная форма заработной платы подразделяется на: а) простую повременную; б) повременно-премиальную.
При сдельной форме труд оплачивается по количеству произведенных единиц продукции (объему выполненных работ), его качеству с учетом сложности и условий труда.
332
При повременной форме труд оплачивается по фактически отработанному времени с учетом квалификации рабочего и условий труда.
Сдельная форма имеет ряд преимуществ перед повременной:
1. Заработок рабочих находится в прямой зависимости от количества и качества труда.
2. Обеспечивается лучший контроль за количеством и качеством продукции.
3. Создается заинтересованность в повышении производительности труда, что содействует улучшению организации труда и полному использованию рабочего времени.
4. Отражается социалистический принцип оплаты труда и удачно сочетается личная заинтересованность рабочего с общественными, общегосударственными интересами. Сдельная форма способствует развитию у рабочего нового коммунистического отношения к труду.
Эффективность применения сдельной и повременной форм заработной платы повышается путем организации премирования рабочих за количественные и качественные показатели работы. В этих случаях разрабатывается премиальная система, которая регулирует размеры премирования в зависимости от результатов труда.
Премиальные системы включают следующие основные элементы:
а) показатели премирования;
б) условия премирования;
в) исходный уровень показателей премирования;
г) круг премируемых (т. е. перечень премируемых профессий рабочих, на которых распространяется данное положение о премировании);
д) источники премирования.
В положении о премировании оговаривается также периодичность премирования, сроки выплаты премий, причины депремирова-ния и другие условия.
Труд рабочих бригад капитального ремонта скважин, как правило, оплачивается по сдельно-премиальной системе оплаты труда. Премирование производится за ускорение производства ремонтных работ на скважине. При этом нормативный срок на ремонт скважины определяется по единым нормам времени.
Расценка определяется за весь ремонт скважины.
Расценка — это оплата труда за единицу выработанной продукции. Она устанавливается делением тарифной ставки, соответствующей разряду работы, на норму выработки или множением тарифной ставки на норму времени. При бригадной форме организации труда вместо тарифной ставки берется сумма тарифных ставок нормативного состава одновременно работающих рабочих.
Р= с_ иди Р==с.н
•Ивыр
где Р — расценка в рублях и коп.; С — тарифная ставка, соответствующая разряду работы (сумма тарифных ставок нормативного
333
состава одновременно работающих рабочих); НРЫ? — норма выработки; Няр — норма времени.
Тарифная ставка определяется по тому периоду времени, на который рассчитана норма выработки (времени), часовые, дневные и тарифные ставки.
Норма выработки — это число деталей (или работа), которую должен выполнить рабочий (бригада, звено) в единицу времени. Нормы выработки устанавливаются за час, день, реже за более длительный период времени.
Норма времени — время, установленное для выполнения единицы продукции (или работы).
Норма выработки является величиной, обратной норме времени
В
вр
н,ыр '
Нормирование труда рабочих является важным элементом не только в системе оплаты труда, но также и в его организации.
Так как норма времени (выработки) является мерой трудовых затрат, то очень важно, чтобы за единицу одной и той же продукции (работы), производимую в одинаковых условиях, устанавливалось одинаковое время.
Поэтому нормы времени устанавливаются единые. Существуют единые нормы времени для всех отраслей промышленности, единые отраслевые нормы времени, единые (унифицированные) нормы времени, действующие в одном производственном объединении, и местные нормы времени, применяемые на одном только предприятии или производственной единице.
Нормы времени различаются по методу их установления (определения). Технически обоснованные нормы времени устанавливаются либо на базе технических расчетов по паспортным данным станка (оборудования), либо с помощью изучения затрат рабочего времени (хронометража, фотографии рабочего процесса).
Опытно-статистические нормы времени устанавливаются по опыту или на основе учетных данных о затратах времени на одну или на партию продукции. Они, как правило, не являются равно напряженными и не стимулируют рост производительности труда.
С помощью норм времени (выработки) нормируется, как правило труд рабочих-сдельщиков.
Трудовые затраты рабочих повременщиков регламентируются с помощью нормативов численности, норм обслуживания оборудования, установления нормативных заданий.
Нормирование труда является важной и ответственной работой. Нормы и нормативы изменяются, совершенствуются по мере развития техники, технологии, повышения квалификационного уровня рабочих, совершенствования организации труда. Администрация производственного объединения совместно с соответствующим
334
профсоюзным комитетом обязана следить за уровнем выполнения норм, организовывать своевременный пересмотр устаревших п замену их более прогрессивными, которые правильно отражают затраты труда и являются равнонапряженными по отношению к другим нормам времени (выработки).
В совершенствовании нормирования труда большая роль принадлежит общественности.
В объединении, производственной единице организуются общественные бюро по нормированию труда, в состав которых входят передовые рабочие, инженерно-технические работники. Рассматривая материалы по нормированию труда на том или ином участке производства, общественное бюро предлагает администрации мероприятия по улучшению состояния организации и нормирования труда.
Для обеспечения заинтересованности рабочих в росте производительности труда или сдельной форме заработной платы, рабочий заранее, до начала работы получает наряд на производство работ, в котором указывается норма времени и расценка. Бригада капитального ремонта скважин до начала работы на скважине получает наряд на ремонтные работы, в котором подробно описывается содержание работы, указывается общая нормативная продолжительность ремонта скважин и расценка на всю работу. По окончании работ наряд подписывается соответствующей администрацией и передается в бухгалтерию как основание для начисления заработной платы. Совместно с нарядом заполняется табель выхода на работу, по которому определяется фактическое время, затраченное на выполнение работ.
Выполнение норм времени определяется отношением нормативной продолжительности на данный вид ремонта (выполнение работ) к фактическому времени, затраченному на эти работы. При этом из фактического времени не исключаются простои и непроизводительные затраты времени.
П =.§?2.100,
Ч'кр
где П — выполнение норм времени в %; Нвр — норма времени на работу, Фвр — фактическое время на ту же работу, в тех же единицах, в которых указано и нормативное время.
Такое определение выполнения норм времени показывает не только уровень выполнения норм, сколько уровень организации труда и производства.
Для проверки истинного выполнения норм времени из фактического времени вычитают непроизводительные затраты времени. Это делается в момент изучения рабочего времени методом фотографии рабочего дня.
Для самостоятельного изучения затрат рабочего времени передовые рабочие проводят самофотографии рабочего дня. Для этого на специальном бланке рабочий записывает в течение рабочего дня
335
виды затрат, на которые использовано рабочее время. При анализе таких самофотографий получают хорошие данные для совершенствования организации труда с исследуемой разработкой плана мероприятий.
Администрация обязана периодически организовывать изучение баланса рабочего времени использования оборудования путем проведения хрономегражных наблюдений, фотографий рабочего процесса, фотографий рабочего дня. Методика изучения, анализа и обобщения фотохронометражных наблюдений разработана научно-исследовательским институтом труда и приведена в специальной литературе.
ПРИЛОЖЕНИЕ 1 ВАЖНЕЙШИЕ ЕДИНИЦЫ МЕЖДУНАРОДНОЙ СИСТЕМЫ (СИ)
Наименование величин В диница
Наименование Обозначение
русское международное
I. Основные единицы
Длина метр м m
Масса килограмм кг kg
Время секунда с s
Сила электрического тока ампер А А
Термодинамическая темпе- кельвин К К
ратура
Количество вещества моль моль mol
Сила света " кандела кд cd
II. Дополнительные единицы
Плоский угол радиан рад rad
Телесный угол стерадиан ср sr
III. Производные единицы
Напор метр м m
Площадь квадратный метр М2 I)l2
Объем, вместимость кубический метр М» т**
Скорость метр в секунду М/С m/s
Ускорение метр на секунду М/С2 m/s2
в квадрате
Грузоподъемность килограмм КГ kg
Частота колебаний герц Гц Hz
Частота вращения секунда в минус с-1 s-i
Частота ударов первой степени
Плотность килограмм на ку- кг/мз kg/тз
бический метр
Линейная плотность килограмм на метр кг/м kg/m
Удельный объем кубический метр М3/КГ тз/kg
на килограмм
Сила (сила тяжести, по- ньютон н N
движная сила), вес
Момент силы; крутящий ньютон-метр Н-м N-m
(вращающий) момент
Давление, механическое паскаль Па Pa
напряжение
Градиент давления паскаль на метр Па/м Pa/m
Поверхностное натяжение, ньютон на метр Н/м N/m
адгезионная прочность
Работа; энергия; коли- джоуль Дж J
чество теплоты; термо-
динамический потенциал
(энтальпия, внутренняя
энергия и др ), энергия
излучения
22 Заказ 1428
337
Продолжение прилож. 1
Наименование величин Единица
Наименование Обозначение
русское международное
Удельная работа; удельная джоуль на кило- Дж/кг J/kg
энергия; удельное коли- грамм
чество теплоты; удель-
ный термодинамический
потенциал (удельная
энтальпия, удельная
внутренняя энтальпия)
Мощность; тепловой поток ватт Вт W
Поверхностная плотность ватт на квадрат- Вт/м2 W/m2
теплового потока ный метр
Объемная плотность тепло- ватт на куби- Вт/мЗ W/m3
вого потока ческий метр
Динамическая вязкость паскаль-секунда Па -с Pa-s
Кинематическая вязкость квадратный метр М2/С m2/s
на секунду
Массовый расход; массовая килограмм КГ/С kg/s
подача насоса и ком- в секунду
прессора
Объемный расход (объ- кубический метр мз/с m3/s
емная) подача насоса и в секунду
компрессора
Проницаемость горных по- квадратный метр М2 m2
РОД
Удельная теплота сгорания джоуль на кило- Дж/кг J/kg
топлива грамм
Объемная теплота сгорания джоуль на куби- Дж/мз J/m3
топлива ческий метр
Удельная теплоемкость; джоуль на кило- Дж/(кг • К) J/(kg • K)
удельная энтропия; грамм-кельвин
удельная газовая по-
стоянная
Объемная теплоемкость джоуль на куби- Дж/(м»-К) J/(ms.K)
ческий метр-
кельвин
Универсальная газовая джоуль па моль- Дж/(моль- К) J/(mobK>
постоянная кельвин
Температурный градиент; кельвин на метр К/м K/m
геотермический градиент
Коэффициент теплоотдачи ватт на квадрат- Вт/(м2.К) W/(m2-K)
(теплообмена); коэффи- ный метр-кельвин
циент теплопередачи
Теплопроводность ватт на метр- Вт/ (м- К) W/(m-K)
кельвин
Температуропроводность квадратный метр м2/с m2/s
на секунду
Тепловое сопротивление квадратный метр- мЗК/Вт m2K/W
кельвин на ватт
Температурный коэффи- кельвин в минус К-1 K~i
циент линейного или первой степени
объемного расширения
338
Продолжение прилож. 1
Наименование величин Единица
Наименование Обозначение
русское международное
Количество электричества; кулон Кл С
электрический заряд
Электрическое напряже- ВОЛЬТ В V
ние, электрический по-
тенциал, электродвижу-
щая сила
Электрическая емкость фарада Ф F
Электрическое сопротивле- ом Ом И
ние
Удельное электрическое ом-метр Ом- м Q-m
сопротивление
Электрическая проводи- сименс См S
мость
Удельная электрическая сименс на метр См/м S/m
проводимость
Магнитный поток вебер Вб Wb
Магнитная индукция тесла Т Т
Магнитодвижущая сила ампер А А
Индуктивность; взаимная генри Г Н
индуктивность
Молярная концентрация моль на куби- моль/мз mol/m3
ческий метр
Молярная масса килограмм на моль кг/моль kg/mol
Молярный объем кубический метр М3/МОЛЬ m3/mol
на моль
22*
339
ПРИЛОЖЕНИЕ 2
МНОЖИТЕЛИ И ПРИСТАВКИ СИ ДЛЯ ОБРАЗОВАНИЯ КРАТНЫХ ДОЛЬНЫХ ЕДИНИЦ И ИХ НАИМЕНОВАНИЙ
Множитель Приставка
Наименование Обозначение
русское международное
1012 тера Т т
109 гига Г G
106 мега м (-1
103 кило к k
102 (гекто) г h
101 (дека) да da
10-1 (деци) Д d
10-2 (санти) с с
10-з (милли) м m
ю-в микро мк p,
Ю-9 нано н n
Ю-12 пико п P
Ю-" фемто ф
Ю-18 атто а a
Примечание. В скобках указаны приставки, не рекомендуемые к применению в наименованиях кратных и дольных единиц, не получившие широкого распространения /например, деканьютон, гектоватт).
Приставки СИ рекомендуется выбирать таким образом, чтобы числовые значения величин находились в пределах 0,1 . . . 1000.
ПРИЛОЖЕНИЕ 3'
ЕДИНИЦЫ, ДОПУСКАЕМЫЕ К ПРИМЕНЕНИЮ НАРАВНЕ С ЕДИНИЦАМИ СИ
Величины Единица Значение в единицах СИ, в дольных и кратных от них
Наименование Обозначение
русское международное
Масса тонна Т t 103 кг
Объем, вмести- литр л 1 0,001 мЗ (точно)
мость
Время минута мин min 60 с
час ч h 3600 с
сутки сут d 86400 с
Массовый расход тонна в сутки т/сут t/d 11,574-10-6 кг/сут
Объемный расход; кубический метр мз/сут ms/d 11, 574 -10-е мз/сут
дебит в скважине в сутки
Температура по градус Цельсия °с SC Г С = 1 К (для раз-
Цельсию ности температур)
* = Т— 273,15, где
t— температура, °С;
Т — термодинами-
ческая темпера-
тура, К
Плоский угол гвя TTVC о о 1,745329- 10-2 рад
1 FaAj минута / / 2,908882 • 10~4 рад
» // 4,848 137 • 10-е рад
Плотность грамм на кубиче- г/смз g/стз i
1> ский сантиметр * 103 кг/мз
тонна на куби- т/мз t/ms J
ческий метр
Работа, энергия киловатт-час кВт -ч kW-h 3,6- Ю-6 Дж=3,6МДж
меговатт-час МВт- ч u.W-h 3,6-109 Дж =3,6 ГДш
Динамическая пуаз * п P 0,1 Па- с
вязкость сантипуаз * сП cP 10-з Па-с^-1 мПа-с
Кинематическая стоке * Ст St 10~4 м2/С~1 СМ2/С
вязкость сантистокс * сСт cSt 10~6 М2/С = 1 ММ2/С
Проницаемость дарси Д D Я» l,02-10-!2 M2 &
горных пород *»1,02 мкм
милли да реи мД mD я& 1,02 • 10"15 м2
Относительная ве- единица (число 1) — 1
личина (массовая процент % °/o 10-2
доля, объемная промилле %0 °/00 Ю-з
доля, молярная миллионная доля млн-1 ppm 10-1
доля, относи-
тельная плот-
ность, относи-
тельное удлине-
ние)
Логарифмическая бел Б В 1 B = lg (P2/P4)
величина P2=10Pi
lB = 2lgJ_F2/F1) при
децибел ДБ dB ОД Б
* Применение этих единиц допустимо только в научных трудах по физике.
341
ПРИЛОЖЕНИЕ 4
ЕДИНИЦЫ, ПОДЛЕЖАЩИЕ ИЗЪЯТИЮ И ВРЕМЕННО ДОПУСКАЕМЫЕ К ПРИМЕНЕНИЮ
(дополнительно к единицам СИ)
Наименование величины
Единица
Наименование
Обозначение
русское
меж дунар одное
Значение в единицах СИ,
в дольных и кратных
от них
Масса Сила, вес
Момент силы, крутящий (вращающий) момент
Давление
Механическое напряжение
тонна тонна-сила
килограмм-сила
грамм-сила тонна-сила-метр килограмм-сила-метр грамм-сила-сантиметр
килограмм-сила на квадратный сантиметр
атмосфера (техническая)
килограмм-сила на квадратный метр
миллиметр водяного столба
тонна-сила на квадратный метр
миллиметр ртутного столба
килограмм-сила на квадратный_>1иллиметр
т тс кгс
ГС
тс м кгс м
ГС СМ КГС/СМ2
ат
КГС/М2
мм вод. ст.
ТС/М2
мм рт. ст.
К1С/ММ2
t
tf
kgf
gf
tf-m kgf- m gf-cm
kgf/cma I
at j
kgf/m2 I
mm H20 j tf/m2
mm Hg kgf/mm2
Юз кг
9,80665 кН ^ 10 кН 9,80665 H «* 10 H 9,80665 мН«=*10 мН 9,80665 кН-мя«10кН-м 9,80665 Нм я= 10 Н • м 9,806 65 мН • мг=» 10 мН • м
9,80665 • 104Пая»0,1 МПа
9,80665 Па «* 10 Па
9,80665 кПа «* 10 кПа
133,322 Па
9,80665 МПа я» 10 МПа
Продолжение прилож. 4
Наименование величины Единица Значение в единицах СИ, в дольных и кратных от них
Наименование Обозначение
русское международное
Градиент давления килограмм-сила на квадратный сантиметр кгс/(см2 • м) kgf (cm2 - m) 98,0665 кПа/м fa «*0,1 МПа/м
Работа, энергия тонна-сила-метр тс-м tf -m 9,80665 кДж f=a 10 кДж
килограмм-сила-метр кгс • м kgf- m 9,80665 Дж «# 10 Дж
Удельная работа, удельная энергия килограмм-сила-метр на килограмм кгс • м/кг kgf • m/kg 9,80665 Дж/кг «* я» 10 Дж/кг
Мощность килограмм-сила-метр в секунду кгс • м/с kgf • m/s 9,80665 Вт я» 10 Вт
лошадиная сила лс — 735,499 Вт «* 0,7355 кВт
Динамическая вязкость килограмм-сила-секунда на квадратный метр КГС • С/М2 kgf -s/m2 9,80665 Па • с «* 10 Па • с
Поверхностное натяжение; адгезионная прочность килограмм-сила на метр килограмм-сила на сантиметр кгс/м кгс/см kgf/m kgf/cm 9,80665 Н/м 980,665 Н/м *« 1 кН/м
Количество теплоты, энтальпия, внутренняя энергия калория килокалория мегакалория кал ккал Мкал cal kcal Meal 4,1868 Дж^4,2 Дж 4,1868 кДж 4,1868 МДж
гигакалория Гнал Goal 4,1868 ГДж
Удельное количество теплоты, удельная энтальпия, удельная теплота сгорания и т. п. калория на грамм килокалория на килограмм кал/г ккал/Ki cal/g } kcal/kg J 4,1868 кДж/кг ;=» ^4,2 кДж/кг
Продолжение прилож. 4
Наименование величины Единица Значение в единицах СИ, в дольных и кратных от них
Наименование Обозначение
русское международное
Объемная теплота сгорания мегакалория на кубический метр Мкал/мЗ Mcal/ms 4,1868 МДж/мЗ
Удельная теплоемкость калория на грамм-градус Цельсия кал/(г °С) cal/(g"C) 1 4,1868 кДж/(кг-К)
килокалория на килограмм-градус Цельсия ккал/(кгеС) kcal/kg °-C) }
Удельная газовая постоян- килограмм-сила-метр кгс/(кг РС) kgf.m/(kgsC) 9,80665 Дж/ (кг- К)
ная на килограмм-градус Цельсия
Объемная теплоемкость килокалория на кубичес--кий метр-градус Цельсия ккалДмЗ . °С) kca]/(m3-?C) 4,1868 кДж/(мЗ • К)
Поверхностная плотность килокалория в час ккал/(ч -м3) kcal/(h-m2) 1,163 ВТ/М2
теплового потока на квадратный метр
Объемная плотность теплового потока килокалория в час на кубический метр ккалДч • мЗ) kcal/(h-m3) 1,163 Вт/мз
Теплопроводность килокалория в час на метр-градус Цельсия ккал/(ч-м-°С) kcal/(h-m°C) 1,163 Вт/(м-К)
калория в секунду на сантиметр-градус Цельсия кал/(с • см • °С) cal/(s • cm • °C) 418,68 Вт/(м-К)
Коэффициент теплоотдачи (теплообмена); коэффициент теплопередачи килокалория в час на квадратный метр-градус Цельсия ккалДч • м2 . SG) kcal/(fe • m2 • °C) 1,163 Вт/(м2.К)
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. А м и р о в А. Д. Техника и технология освоения п эксплуатации глубоких скважин. М., «Недра», 1970, 222 с.
2. А м и р о в А. Д. Добыча нефти. Баку, Азернешр, 1963, 330 с.
3. Амиров А. Д., Овнатанов С. Т. Мастер по добыче нефти фонтанно-компрессорного участка. Баку, Азнефтеиздат, 1951, 218 с.
4. А м и р о в А. Д., Овнатанов С. Т., Саркисов И. Б. Капитальный ремонт нефтяных и газовых скважин. Баку, Азнефтеиздат, 1953, 312 с.
5. Арутюнов Б. И. Зарезка и бурение вторых стволов в эксплуатационных скважинах. Баку, Азнефтеиздат, 1956, 71 с.
6. Арутюнов Б. И. Изоляция посторонних вод в эксплуатационных, скважинах. Баку, Азнефтеиздат, 1957, 153 с.
7. В е л и б е к о в А. А., А м и р о-в А. Д., Козлов В. С. Подземный ремонт нефтяных скважин. М., Гостоптехиздат, 1953, 394 с.
8. И н о ч к и н П. Т., Прокшиц В. А. Справочник бурового мастера. М., «Недра», 1968, 476 с.
9. К а р а п е т о в К. А., Д у р-м ж ш ь я н А. Г. Борьба с песком в нефтяных скважинах. М., Гостоптехиздат, 1958, 165 с.
10. Карапетов К. А., Меликбеков А. С. Гидравлический разрыв пласта. М., Гостоптехиздат, 1959, 71 с.
11. Комплексная автоматизация и телемеханизация на бакинских нефтепромыслах. Баку, Азернешр, 1963, 101 с. Авт.: Абдуллаев и др.
12. К л и м е н ч е н к о М. Г., Микерин Б. П. Восстановление бездействующих скважин методом зарезки второго ствола. М., «Недра», 1965, 89 с.
13. М и р с а л а е в С. Б. Техника и технология зарезки второго ствола скважин. М., «Недра», 1967, 64 с.
14. М у р а в ь е в В. М. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин. М., «Недра», 1973, 381 с.
15. Оборудование для одновременной раздельной эксплуатации нефтяных и нагнетательных скважин. ЦИНТИХИМНЕФТЕМАШ, серия ХМ-3, Москва, 1971, 69 с. Авт.: Джафаров Ш. Т. и др.
16. Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождении. М., «Недра», 1970, 446 с. Авт.: Муравьев В. М. и др.
17. Харьков В.А. Капитальный ремонт нефтяных и газовых скважин. М., «Недра», 1969, 176 с.
18. Справочник по капитальному ремонту нефтяных и газовых скважин. М., «Недра», 1973, 263 с. Авт.: Яшин А. С. и др.
ОГЛАВЛЕНИЕ
Стр.
Предисловие............................ 3
Глава I. Основные понятия по нефтегазопромысловой геологии ... 5
Понятие о нефтяной залежи и нефтяном месторождении........ 5
Основные структурные формы складок нефтегазовых месторождений ... 8
Нефть и ее свойства........................ 9
Нефтяные газы, их свойства..................... 10
Пластовые воды, их характеристика................. 12
Понятие о нефтесодержащих коллекторах............... 14
Коллекторские свойства нефтесодержащих пород........... 14
Понятие о геологическом разрезе.................. 18
Понятие о геологическом профиле.................. 19
Понятие о структурной карте.................... 21
Пластовые давления и температура. Понятия о геЪтермическом градиенте
и геотермической ступени..................... 22
Понятие о режимах нефтегазоносных пластов............. 24
Подготовка скважины к промыслово-геофизическим исследованиям ... 27
Геофизические методы исследования скважин............. 27
Газокаротаж ........................... 29
Ядерные исследования в скважинах (радиоактивные методы каротажа) . . 30
Температурные измерения в скважинах............... 32
Контроль технического состояния скважин при помощи геофизических
исследований.......................... 33
Контроль цементирования обсадной колонны............. 33
Определение места притока воды в скважину............. 34
Измерение диаметра скважины.................... 36
Чтение каротажных диаграмм.................... 37
Определение по каротажной диаграмме коллекторских свойств нефтегазоносных, водоносных и «сухих» (глинистых) интервалов..... 40
Методы перфорации скважин.................... 40
Контрольные вопросы к главе I................... 45
Глава II. Техника и технология добычи нефти и газа........ 47
Способы эксплуатации нефтяных и газовых скважин.......... 47
Подготовка скважин к эксплуатации................. 50
346
Стр.
Освоение скважин......................... 55
Оборудование фонтанно-компрессорных скважин........... 58
Оборудование глублннонасосных скважин.............. 69
Бесштанговые глубинные насосы.................. g4
Эксплуатация газовых скважин................... 89
Исследование скважин....................... 90
Исследование фонтанных скважин и установление оптимального режима
их эксплуатации........................ 93
Исследование компрессорных скважин................ 94
Исследование глубиннонасосных скважин.............. 96
Измерение нагрузок на штанги (динамометрия)........... 97
Раздельная эксплуатация нескольких пластов одной скважиной .... 98
Автоматизация и телемеханизация в добыче нефти и газа........ 102
Общие принципы и системы телемеханизации............. 102
Дистанционный контроль за работой глубиннонасосных скважин .... 104 Задачи автоматизации производственных процессов и сплошной комплексной механизации трудоемких работ.......,...... 105
Контрольные вопросы к главе II................... 106
Глава III. Оборудование и инструмент, передвижные агрегаты и буровые установки .......................... 108
Вышки и мачты.......................... 109
Эксплуатация вышек и мачт..................... 111
^Оборудование и инструмент, применяемые при спуско-подъемиых операциях ............................. 112
Эксплуатация лебедок и тракторных подъемников.......... 114
Талевая система.......................... 115
Оснастка талевой системы...................... 121
Рекомендации по эксплуатации и уходу за механизмами........ 122
^Инструмент, используемый при спуско-подъемных операциях..... 123
Оборудование для вращения инструмента............... 135
Промывочные агрегаты и насосы................... 143
Трубы обсадные и бурильные.................... 147
Оборудование, используемое при цементировании и повышении нефтеотдачи пластов ......................... 152
Смесительные агрегаты и машины.................. 153
Оборудование для гидравлического разрыва пласта.......... 157
Оборудование, применяемое для кислотной обработки скважин..... 161
Ловильный инструмент....................... 1°2
Пакеры.............................. 1^4
Передвижные агрегаты....................... 1°0
Буровые установки ........................ 185
Контрольные вопросы к главе III.................. 1°"
Глава IV. Технология подземного ремонта скважин........ 191
Общий характер работ....................... 191
Основные виды работ....................... 192
347
Стр.
Основные технологические процессы подземного ремонта скважин . . . 193
Подготовительные работы ..................... 193
Спуско-подъемные операции .................... 198
Заключительные работы ...................... 210
Ликвидация песчаных пробок.................... 210
Ликвидация песчаных пробок в скважинах, поглощающих жидкость . . . 216
Методы увеличения проницаемости призабойной зоны......... 225
Контрольные вопросы к главе VI . . . . ,............. 237
Глава V. Технология капитального ремонта скважин........ 239
Ремонтно-исправительные работы ................. 239
Исследование и обследование состояния скважин.......... 239
Ремонт и герметизация устья скважины................ 240
Обследование печатями....................... 240
Обследование колонны с трамбовкой фильтра............. 243
Исправление дефектов в колонне.................. 244
Замена поврежденной части колонны................. 244
Исправление верхнего конца оставшихся в скважине труб (обрезов) . . . 245 Перекрытие дефектов в эксплуатационной колонне путем спуска дополнительной колонны ........................ 246
Тампонажные цементы ...................... 249
Специальные сорта тампонажных цементов............. 250
Регулирование свойств цементного раствора ............. 252
Способы цементирования скважин.................. 253_^
Цементирование лод давлением................... 253
Цементирование без давления.................... 255
Цементирование скважин, сильно поглощающих жидкость....... 257
Цементирование скважин, слабо поглощающих жидкость........ 258
Цементирование сверхглубоких скважин............... 2J59
Цементирование фонтанных скважин................. 259
Цементирование с применением пакеров............... 260
Цементирование нефтецементным раствором............. 261
Цементирование с использованием синтетической смолы........ 263
Установка искусственных пробок.................. 264
Изоляционные работы ....................... 266
Причины поступления посторонних вод в скважины.......... 267
Разобщение пластов при эксплуатации одной скважиной нескольких горизонтов ............................. 270
Возвратные работы ........................ 271
Борьба с образованием песчаных пробок............... 274
Методы крепления призабойной зоны скважин............. 274
Крепление призабойной зоны цементным раствором.......... 274
Крепление призабойной зоны цементно-песочной смесью....... 275
Крепление химическими реагентами................. 277
Ловильные работы......................... 279
Зарезка и бурение второго ствола.................. 291
Область применения метода и его значение.............. 291
.348
Стр. Проектирование конструкции скважин, восстанавливаемых методом
зарезки и бурения второго ствола................. 294
Выбор места для вскрытия «окна».................. 296
Подготовка скважины к спуску отклонителя............ 297
Спуск и крепление отклонителя................... 298
Направленный спуск отклонителя.................. 300
Вскрытие «окна» в колонне..................... 300
Параметры режима бурения второго ствола.............. 303
Промывочные жидкости ...................... 304
Химическая обработка растворов................•. . 304
Геофизические исследования .................... 305
Разобщение пластов ........................ 306
Крепление скважин обсадными трубами............... 306
Спуск колонны .......................... 309
Цементирование колонны ..................... 310
Освоение скважины после зарезки и бурения второго ствола...... 311
Испытание эксплуатационной колонны на герметичность ....... 311
Работы по ликвидации скважин................... 313
Контрольные вопросы к главе V................... 316
Глава VI. Организация и экономика капитального ремонта скважин 318
Основы организации производства труда и управления в нефтяной промышленности .......................... 318
Основы организации заработной платы и технического нормирования
в нефтяной промышленности.................... 327
Приложения ........................... 336
Список литературы ........................ 343
Али Джабарович Амиров Сурен Товмасович Овнатанов Александр Степанович Яшин
КАПИТАЛЬНЫЙ РЕМОНТ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН
Редактор издательства Петрова Е. А.
Технический редактор Сычева Е. С.
Оформление художника Суматохина Е. П.
Корректор Агеева д. Г.
Сдано в набор 11/XII 1974 г.
Подписано в печать 3/IV 1975 г.
Т-06349. Формат 60 X 90Vie. Бумага MS 3.
Печ. л. 22,0. Уч.-изд. л. 24,26. Тираж 10 000 экз.
Заказ 1428/4823—6. Цена 79 коп.
Издательство «Недра»,
103633, Москва, К-12, Третьяковский проезд, 1/19.
Ленинградская типография М« 6 Союзполиграфпрома
при Государственном комитете Совета Министров СССР
[по делам издательств, полиграфии и книжной торговли.
196006, г. Ленинград, Московский пр., 91.
Уважаемый товарищ!
В издательстве „Недра"
готовятся к печати
новые книги
БЕЛОВ И. Г. Теория и практика периодического газлифта. 8 л.
42 коп.
В книге изложены теоретические основы и результаты оригинальных экспериментальных исследований существующих модификаций периодического газлифта. Приведены детальный научный анализ и качественно новая теория периодического пифтирования. Даны расчет параметров процесса и рецептура оптимизации работы периодической газлифтной установки. Обобщена отечественная и зарубежная практика применения различных модификаций периодического газлифта и определены технологические и экономические области их использования.
Книга предназначена для инженерно-технических работников нефтегазодобывающей промышленности, работников научно-исследовательских и проектных институтов и может быть использована студентами нефтяных вузов.
БУХГАЛТЕРСКИЙ учет в нефтяной и газовой промышленности
Учебник. 12 л. 64 коп. Авт.: Зимин А. Ф., Крючков Н. С., Крючкова М. К. и др.
В книге изложены основы бухгалтерского учета. Освещены принципы учета основных средств, материалов, труда и заработной платы, затрат на производство и калькулирование себестоимости продукции, учета готовой продукции и ее реализации, фондов и финансовых результатов.
В книге рассмотрены особенности учета затрат в бурении, связанных со строительством нефтяных и газовых скважин, а также учета капитальных вложений.
Для лучшего изучения предмета книга снабжена таблицами, схемами, бухгалтерскими проводками и примерами.
Книга предназначена в качестве учебника для учащихся техникумов но специальности «Планирование на предприятиях нефтяной и газовой промышленности» и может быть полезна практическим работникам.
КАРЯГИН И. Д. Экономические проблемы развития нефтяной промышленности Западной Сибири. 14 л. 1 р>б.
В книге показано развитие нефтяной промышленности Западной Сибири. Освещены наиболее актуальные экономические проблемы геологоразведочных работ, разработки нефтяных месторождений, строительного и транспортного обеспечения, развития бурения скважин и добычи нефти, а также содтналъно-экономические и производственные вопросы, связанные с освоением нефтяных месторождений Крайнего Севера.
Книга рассчитана на широкий круг инженерно-технических работников нефтяной и газовой промышленности, научно-исследовательских и проектных организаций, занимающихся проектными и технико-экономическими разработками по освоению природных тошшвно энергетических ресурсов Западной Сибири.
ПЕРМЯКОВ И. Г. Экспресс метод расчета технологических показателей разработки нефтяных месторождений 9 л. 48 коп.
В книге описан экспресс-метод, позволяющий в десятки раз быстрее, чем при помощи обычно применяемых, методов, устанавливать изменение добычи нефти и воды, а также изменение фонда скважин на весь период разработки залежи. Кроме того, при помощи этого метода можно определить соотношения фазовых проницае-мостей на любой стадии разработки залежи, в том числе при уточнении извлекаемых запасов методом материального баланса. На практических примерах показано, что данный метод является в настоящее время весьма эффективным при расчетах добычи нефти и воды на новых и вновь вводимых в разработку месторождениях.
Приводимые способы обработки промыслового материала доступны широкому кругу научных и промысловых работников, имеющих обычную для инженеров математическую подготовку.
Книга предназначена для инженерно-технического состава, занимающегося проектированием и разработкой нефтяных месторождений.
Интересующие Вас книги Вы можете приобрести в местных книжных магазинах, распространяющих научно техническую литературу или заказать через отдел «книга — почтой» магазинов:
№ 17 — 199178. — Ленинград, В. О., Средний проспект, 61 Л"» 59—127412 Москва, И-412, Коровинское шоссе, 20
ИЗДАТЕЛЬСТВО «НЕДРА»
На главную страницу