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 II
НАЗЕМНОЕ И ВНУТРИСКВАЖИННОЕ ОБОРУДОВАНИЕ
ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ И НАГНЕТАТЕЛЬНЫХ
СКВАЖИН
§ 1. ОБОРУДОВАНИЕ ФОНТАННЫХ СКВАЖИН
Фонтанную скважину оборудуют арматурой устья и колонной подъемных труб, на которой в зависимости от конкретных условий устанавливают клапаны-отсекатели, пакеры, приемную воронку и т. п.
Арматуру устья, состоящую из двух частей — трубной головки и фонтанной елки, монтируют на фланце колонной головки.
Трубную головку монтируют непосредственно на колонной головке для удержания одной или нескольких подъемных колонн, герметизации на устье их межтрубных пространств. На трубной головке предусмотрены боковые отводы для подачи или отвода жидкости и газа из межтрубных пространств, установки приборов, служащих для контроля давления в них.
Фонтанную елку монтируют на трубной головке для направления потока жидкости или газа из скважины в манифольд, регулирования дебита скважины и контроля за ее работой.
Фонтанная арматура (рис. II. 1) состоит из крестовины с двумя боковыми отводами, тройника с одним боковым отводом, катушки (переводника), запорного устройства, разделителя, крана, манометра, дросселя. Манифольд с элементами арматуры соединяется с помощью ответных фланцев. Колонну подъемных труб вворачивают в катушку или же соединяют с ней через переводной патрубок.
Запорные устройства, устанавливаемые на стволе арматуры» называют стволовыми. При необходимости стволовую задвижку можно дублировать, т. е. последовательно с ней установить такую же вторую. Задвижки на боковых отводах, как правило, дубли' руют.
Часто в фонтанную скважину спускают две колонны подъемных труб. Скважину эксплуатируют по первой колонне — малого диаметра, а вторую используют при работах по вызову притока-"
26
Рис. 11.1. Фонтанная арматура-
а—крестовая высокого давления для однорядного подъемника /—вентиль; 2 — задвижка; 3 — крестовина, 4 — катушка для подвески
НКТ, 5 — штуцер, 6 — крестовина елки, 7 —буфер, 8 — патрубок для подвески НКТ, 9 — катушка; б — тройниковая кранового типа для
подвески двух рядов труб: 1 — тройники; 2 — патрубок для подвески первого ряда НКТ; 3 — патрубок для подвески второго ряда НКТ
например, для подачи газа к башмаку первой колонны с аэрирования жидкости, заполняющей ее.
Для перекрытия или полного открытия потока жидкости СУП, жат запорные устройства — задвижки и краны. Регулирован^ расхода жидкости неполным открытием задвижки или крана це допускается, для этого предназначены регулируемые и нерегули. руемые дроссели.
Детали и узлы арматуры соединяются между собой фланцамц с уплотнениями или резьбой. По этому признаку арматуру дел% на фланцевую и резьбовую. Стволовая часть фонтанно^ елки может быть собрана из тройников, отводы которых направлены в одну сторону, или из крестовин, имеющих на одном уров. не по два отвода в противоположные стороны. Соответственно в таких случаях арматуру называют тройниковой или же крестовой.
Фонтанная арматура характеризуется диаметром проходного сечения стволовой ее части и рабочим давлением, на которое она рассчитана.
У тройниковой арматуры при двух боковых отводах верхний является основным — рабочим, а нижний—резервным. При выходе из строя деталей основного рабочего отвода закрывают сгво-ловое запорное устройство и направляют продукцию скважины по нижнему, резервному без остановки скважины.
После этого ремонтируют верхний отвод. Подобная конструкция облегчает доступ к элементам арматуры и упрощает ремош, но зато увеличивает ее высоту.
Тройниковую арматуру в основном используют при низких к средних давлениях, при средних и высоких — крестовую.
Фонтанная елка, собранная из крестовой арматуры, имеет меньший вертикальный размер, но при выходе из строя одного из боковых отводов приходится закрывать стволовое запорное устройство п прекращать эксплуатацию скважины. Для спуска в сква жину приборов в верхней части крестовой и тройниковой арматур имеется верхнее стволовое запорное устройство, на фланец которого при исследованиях монтируют лубрикатор.
Подземное оборудование фонтанной скважины включает в себя колонну подъемных труб, собираемую из насосно-компрессорнЫ' труб (НКТ), соединяемых с помощью муфт специальной конической резьбой.
Насосно-компрессорные трубы бывают с гладкими (неравно-прочные) и высаженными (равнопрочные) концами (рис. II2' Трубы с гладкими концами имеют постоянный диаметр по длин6' и поэтому в местах нарезки резьбы они ослаблены. Трубы с е& саженными концами имеют утолщенные концы с нарезанной резьбой, поэтому прочность трубы не уменьшается. По длине НКД Де лятся на три группы: I группа—5,5—8 м, II—8—8,5 м, III—8,5^ 10 м. Трубы изготавливают из сталей различной прочности, об" значаемой буквами Д, К, Е, Л, М, и подвергают термической о° работке.
Насосно-компрес-
б) и муф
равкопрочные, б - рав-р нопрочные
На один конец труб с помощью специального станка навернута муфта таким образом, чтобы предупредить ее отворот при свинчивании и развинчивании с другой трубой
Для компоновки подвесных колонн при эксплуатации искривленных скважин с большим отклонением от вертикали, а также многорядных скважин предназначены специальные насосно-ком-прессорные трубы для наклонно-направленных скважин Наружный диаметр труб 73, 89 мм, толщина стенки 5,5; 7 и 6,5 мм На муфтах выполнены специальные фаски с углом скоса 20° (на обычных 35°) для предотвращения задевания муфт НКТ за торцы обсадных труб; уменьшения динамических нагрузок на колонну и агрегат подземного ремонта, облегчения и ускорения спуско-подъемных операций; повышения сохранности силового кабеля и защиты обсадных колонн от износа Трубы обладают улучшенными эксплуатационными показателями благодаря нарезке резьбы и изготовлению муфт на современном оборудовании высокой точности с числовым программным управлением
Одной из основных характеристик труб является условный диаметр, который с точностью до долей миллиметра соответствует наружному диаметру тела трубы 33, 42, 4», 60, 73, 89, 102 и 114 мм.
Трубы маркируют у муфтового конца, на клейме указывают УСЛОВНЫЙ диаметр, группу прочности стали, толщину стенки, товарный знак завода, месяц и год выпуска
Спуск специальной колонны подъемных труб необходим для:
наиболее полного использования энергии попутного газа, пузырьки которого, устремляясь вверх, увлекают за собой жидкость,
предохранения эксплуатационной колонны от разрешения или стирания ее абразивными частицами и агрессивными компонентами пластовой жидкости,
подъема песка и воды, скапливающихся на забое скважины по Ре эксплуатации скважины; н пУСКа скважины в эксплуатацию, а также проведения ремонт-
асосно-компрессорные трубы используют не только для подъ-
29
ема пластовой жидкости при различных способах эксплуатации, но и в качестве промывочных — для подачи в скважину промывочной жидкости при гидроразрыве, кислотной обработке и т. п., а также для удержания различных инструментов при проведении ПР.
Для предотвращения открытого фонтанирования при выходе из строя устьевого оборудования или во время ремонтных работ ц скважине размещают клапаны-отсекатели, изолирующие ее ниж. нюю часть. Клапан-отсекатель устанавливают стационарно, не из. влекая его на поверхность, или спускают на колонне подъемны^ труб. Помимо собственно клапана при этом спускают пакер для герметизации затрубного пространства, якорь для восприятия осе-вой нагрузки от давления жидкости или газа и передачи ее эксплуатационной колонне, а также ряд клапанов — циркуляционный для временного сообщения внутренней полости подъемных труб с затрубным пространством при промывке забоя, затрубного пространства, обработки забоя химическими реагентами и т. п., клапан для ввода ингибитора, телескопическое соединение для компенсации линейных деформаций колонны от собственного веса, давления или нагрева.
§ 2. ОБОРУДОВАНИЕ ГАЗЛИФТНЫХ СКВАЖИН
В зависимости от конкретных условий эксплуатации скважины используют различные схемы газлифтных установок. Все они включают устьевое оборудование и внутрискважинное.
Наиболее часто в качестве устьевого оборудования используют фонтанную арматуру, в которой для подвески второго ряда труб устанавливают вторую катушку. В редких случаях применяют специальную, упрощенную и более легкую арматуру, изготовляемую в промысловых мастерских и предназначенную только для нагнетания газа в трубы или межтрубное пространство. Если эксплуатация скважины сопровождается интенсивным отложением парафина, то на арматуре устья устанавливают дополнительно лубрикатор, через который на проволоке в скважину опускают скребок для механического удаления парафина.
На устье газлифтных скважин устанавливают клапан-регулятор с исполнительным механизмом для стабилизации давления, подаваемого в скважину рабочего агента, поскольку в магистральных линиях часто происходят его колебания, нарушающие нормальную работу скважин.
При выборе конструкции подъемника учитывают, в частности, характерные особенности его эксплуатации. Двухрядный подъем-ник обеспечивает более равномерную работу скважин — пульсация потока жидкости, поднимающейся по трубам, мала, поскольку объем кольцевого пространства, заполненного газом, меньше, чеЯ объем подъемных труб, а столб жидкости в затрубном простраН^ стве играет роль компенсатора и обеспечивает равномерное по ' тупление жидкости к башмаку подъемных труб.
Для однорядного подъемника характерна пульсация, что за
30
1арт регулирование подачи Йбочего агента и способствует Рл язованию песчаных пробок и ° ложению парафина. Вместе с ° м однорядный лифт требует использования меньшего количест-я насосно-компрессорных труб. Яля равномерного поступления
•^ .. .-__„ от-оитя R ПОЛОСТЬ ПОДЪ-
рабочего агента в полость подъемных труб используют рабочие
клапаны.
При однорядном подъемнике (рис. П.З) рабочий агент подают в затрубное пространство скважины. При использовании пусковых клапанов пластовая жидкость вытесняется в подъемные трубы до тех пор, пока давление не достигнет величины, соответствующей регулировке верхнего клапана, после чего он открывается и пропускает газ во внутреннюю полость колонны подъемных груб. По мере его подъема верхняя часть столба жидкости газируется и начинает двигаться вверх — часть ее вытекает из колонны подъемных труб. В результате давление в колонне уменьшается, уровень жидкости в за-трубном пространстве понижается до тех пор, пока не достигнет следующего, нижерасположенного клапана. После этого (в соответствии с регулировкой клапанов) верхний клапан закрыва-ется, а нижний открывается и начинается процесс газирования нижерасположенного объема
пластовой жидкости, находяще- ">ис- "-^- Схема газлифтной установ-гося во внутренней полости ко- , , ки:
ЛОННЫ подъемные -rmrfi /-устьевое оборудование (фонтанная
нидьемНЫХ ТруО. арматура); 2 — скважинная камера; 3 —
•^ТОТ Процесс ПОВТООЯетоя ПО газлифтный клапан 4 - пакер; 5-при-
Т6Х пг,г> ".»-<->- nuDiupMClCtt ди емный клапан
сти в П°Ка Весь, объем ЖИДК°-
По ° ВнУтРенней полости подъемных труб не будет газирован.
Черезе,этого пусковые клапаны закроются, а газ будет поступать пусков Мак подъемных труб или рабочий клапан. Для замены ка->„ Ъ1Х или рабочих клапанов с целью их регулировки, при от-ли поломке без подъема колонны труб клапаны устанавли-
31
вают в специальных эксцентричных скважинных камерах, располагаемых по длине колонны на расчетных глубинах. Спускаемый в карман скважинной камеры клапан в рабочем положении уплотняется специальными кольцами и фиксируется пружинной защелкой. Скважинную камеру изготавливают таким образом, чтобы проходное сечение колонны и соосность труб полностью сохранялись. Это позволяет извлекать и устанавливать клапаны в любой последовательности независимо друг от друга.
Клапаны устанавливают или извлекают инструментом, спускаемым в скважину с помощью лебедки на канате или проволоке.
К характерным особенностям работы газлифтных установок с точки зрения проведения подземных ремонтов следует отнести следующее: отложения парафина в компрессорных скважинах по сравнению с фонтанными при одинаковом составе нефти значительнее, что объясняется более интенсивным охлаждением нефти в процессе ее подъема по колонне труб. Признаком запарафинивания труб является постепенное повышение давления рабочего агента при одновременном уменьшении дебита. Парафин из подъемных груб удаляют теми же методами, что и при фонтанной эксплуатации, поскольку арматура устья в обоих случаях идентична, внутренняя полость подъемных труб свободна от какого-либо оборудования.
Аналогичные признаки характерны и при отложении солей на стенках насосно-компрессорных труб. Интенсивность их отложения зависит от содержания воды в пластовой жидкости, ее химического состава, наличия углекислого газа. Для уменьшения интенсивности отложения солей в струю рабочего агента, направляемого в скважину, вводят специальные химические реагенты.
При газлифтной эксплуатации, когда в качестве рабочего агента применяют воздух, а продукция скважин содержит большое количество воды и сероводорода, происходит интенсивная коррозия колонны подъемных труб и деталей устьевой арматуры, соприкасающихся с пластовой жидкостью. Коррозия может быть настолько интенсивной, что через месяц в насосно-компрессорных трубах образуются сквозные свищи, что приводит к необходимости замены колонны. В кольцевом пространстве двухрядного подъемника из продуктов коррозии труб могут образовываться пробки, перекрывающие поперечное сечение и вызывающие прихваты внутреннего ряда труб.
Для предупреждения подобных явлений к наиболее эффективным профилактическим средствам относятся использование в качестве рабочего агента нефтяного газа, а также насосно-компрессорных труб с внутренним покрытием. Положительный эффект достигается также при подаче в поток рабочего агента различных ингибиторов коррозии.
§ 3. ШТАНГОВЫЕ СКВАЖИННЫЕ НАСОСНЫЕ УСТАНОВКИ
При использовании штанговой скважинной насосной установки (ШСНУ) пластовая жидкость поднимается скважинным насо-
32
Ограждения не показаны
Рис. II.4. Балансирный станок-качалка:
/ — канатная подвеска; 2 — балансир с поворотной головкой; 3 — опора балансира; 4 — стойка; 5 — шатун; 6 — кривошип; 7 — редуктор; 8 — ведомый шкив; 9 — клиноременная передача; 10 — электромотор; Я — ведущий шкив; 12 — ограждения; 13 — салазки поворотные для электромотора; 14 — рама; IS — противовес; 16 — траверса; 17 — тормозной
шкив
сом объемного действия, спускаемым на колонне насосно-компрес-сорных труб и приводимым в действие балансирным станком-качалкой посредством колонны штанг. Установка состоит из двух частей — подземной и наземной. Подземное оборудование включает собственно насос, защитные приспособления — газовые и песочные якори, предназначенные для снижения вредного действия песка и газа, находящихся в пластовой жидкости, колонны насос-но-компрессорных труб и штанг. Наземное состоит из устьевого оборудования и балансирного станка-качалки.
Работа всего этого комплекса была подробно рассмотрена в я 3 гл. I.
г?
оалансирный станок-качалку (рис. II.4) монтируют
а массивном фундаменте из сборного или монолитного железобе-
на. Станок-качалка включает раму, на которой смонтированы
ИКа> понижающий редуктор с тормозом и приводной элект-
двигатель. Двигатель соединен с редуктором клиноременной пе-
2 Зак 840 „„
редачей, шкив которой установлен на одном конце ведущего вала на другом находится тормозной шкив. Тормоз служит для останов' ки балансира в нужном положении, так как, например, при отсоединении штанг он под действием силы тяжести грузов, (укреплен-ных на нем или кривошипе, стремится повернуться вокру! своей оси. В тормоз входят две колодки с фрикционными накладками прижимаемыми к тормозному шкиву с помощью винта, соединенного с приводной ручкой. Редуктор служит для уменьшения числа оборотов, передаваемых от двигателя к балансиру. Он состоит дз чугунного корпуса с крышкой, внутри которого на подшипниках качения располагаются три вала двухступенчатой зубчатой передачи. На выходном валу редуктора по обе его стороны установлены кривошипы, пальцы которых соединены с шатунами. В верхней части шатуны сочленяются с траверсой, в средней части которой располагается подшипник, соединяющий ее с балансиром. Он представляет собой массивную балку двутаврового сечения, опирающуюся на подшипник, установленный в верхней части пирамиды. На противоположном конце балансира располагается головка, на которой предусмотрен желоба для тросов канатной подвески. Дно желоба представляет собой часть цилиндрической поверхности, ось которой совпадает с осью вращения балансира. Благодаря этому возвратно-качательное движение балансира преобразуется в возвратно-поступательное движение канатной подвески, перемещающейся по вертикали.
Головка соединена с траверсой с помощью шарнира, позволяющего ей при освобождении специальной защелки поворачиваться в сторону (на станках-качалках новых конструкций) либо откидываться вверх (на старых конструкциях). Шарнирное соединение головки с балансиром обусловлено необходимостью освобождать пространство над устьем скважины для размещения оборудования при подземных ремонтах и беспрепятственного перемещения над устьем скважины талевого блока, крюка и элеватора, а также всех инструментов и приспособлений, применяемых при подземном ремонте.
Для изменения длины хода штанг в кривошипах имеется несколько отверстий, в которые в зависимости от требуемой длины хода вставляются пальцы кривошипов. Изменение числа качаний достигается изменением передаточного отношения клиноременной передачи — заменой шкивов на больший или меньший диаметр.
Параметры станков-качалок — максимальное усилие в точке подвеса, длина хода штанг, габариты и масса — регламентируются ГОСТ 5866—76.
Подвеска служит для удержания навесу колонны штанг и соединяет устьевой шток с головкой балансира станка-качалки-Она позволяет регулировать расположение штанг по высоте и служит для установки динамографа — прибора для исследования ра' боты внутрискважинного оборудования.
Подвеска состоит из верхней и нижней траверс (рис. II.5). "а нижнюю траверсу усилие передается от тросов канатной подвесК* 34
г 1
Рис. U.S. Канатная подцеека устьевого штока-
/ — нижняя траверса; 2 — зажимы каната; 3 —винт; 4 — верхняя траверса; 5 —клиновой зажим, 5 —муфта; 7 —канатная петля
через их заделку. Нижний конец корпуса заделки упирается в верхнюю траверсу, в средней части которой через отверстие пропущен устьевой шток, зафиксированный с помощью клиновой подвески. Для изменения его положения относительно траверсы освобождают верхнюю гайку и перемещают подвеску вниз относительно предварительно зафиксированного устьевого штока. При этом плашки поднимаются и освобождают шток. По окончании регулировки положения штока закручивают гайку, при этом плашки опускаются вниз и захватывают его Для обеспечения надежного контакта штока с плашками рабочая поверхность последних имеет специальную насечку, вершины зубцов которой при восприятии осевого усилия внедряются в поверхность штока Два винта служат для подъема верхней траверсы при установке динамографа.
Оборудование устья скважины служит для удержания колонны насосно-компрессорных труб, отвода пластовой жидкости, поднимающейся по трубам в промысловую сеть, герметизации внутренней полости НКТ и затрубного пространства.
Одна из возможных конструкций (рис. II.G) включает в себя фланец /, навернутый на эксплуатационную колонну, к которому болтами присоединена планшайба 2. В планшайбе имеются каналы 3, соединяющие затрубное пространство с вентилем. Через Центр планшайбы проходит насосно-компрессорная труба, вверну-ая в мУфту 4, на которой располагается тройник 5. Его боковое тветвление служит для отвода продукции скважины в нефтепро-ысловый коллектор, а на верхней части навинчен корпус сальника & устьевого штока 7.
шит ПР°цессе работы балансирного станка-качалки может нару-ся с°осность канатной подвески и устьевого сальника вслед-
2* 35
Рис. 11.6. Оборудование устья CKBI - жины, эксплуатируемой ШСН
Рис. II.7. Сальник устьевой:
/ — ниппель; 2 — гайка накидная; 3 — втулка, 4 — крышка шаровая; 5 — крышка головки; 6 — втулка верхняя; 7 — кольцо нажимное, 8, 10 — манжеты, 9 — го ловка шаровая; 11 — кольцо стопорное; 12 — втулка нижняя; 13 — кольцо; 14 — гайка; 15 — тройник; 16 — болт откидной; /7 — палец
Л-А
ГолоВна штанги Тело штанги Голобка штанги
Муфта соединительная
Рис. II.8. Штанга насосная с муфтой
твие неточности изготовления головки балансира, монтажа станка-качалки, постепенного смещения станка-качалки относительно устья скважины и т. п. При этом нарушается герметичность устьевого сальника. Для уменьшения последствий от нарушения соосности применяют устьевые сальники с самоустанавливающейся головкой (рис. 11.7), имеющей шарнирное соединение корпуса сальника с тройником. Зазор между корпусом и устьевым штоком уплотняется набором разрезных манжет, поджимаемых нажимным кольцом. По мере износа манжет при появлении утечки сальник подтягивается вращением крышки головки. Во время регулировки уплотнения не следует чрезмерно затягивать его, поскольку при увеличении контактного давления между уплотнением и поверхностью устьевого штока ухудшаются условия их смазки и уплотнение будет перегреваться.
Для подъема пластовой жидкости на поверхность и удержания штангового скважинного насоса применяют насосно-компрессор-ные трубы, используемые для фонтанной или газлифтной эксплуатации.
Насосно-компрессорные трубы в скважинах, эксплуатируемых с помощью штанговых скважинных насосов, несут большую нагрузку, чем при фонтанном или компрессорном способах эксплуатации. Помимо растягивающих усилий, обусловленных собственным весом, они подвержены нагрузке от веса заполняющей их жидкости, а в случае обрыва штанг и от веса оборванной части колонны. В искривленных скважинах трубы подвергаются трению штанговых муфт и сами трутся об эксплуатационную колонну.
Для обеспечения высокой долговечности труб необходимо их свинчивать со строго определенным крутящим моментом.
Условный диаметр трубы, мм .... 48 60 Крутящий момент, Н-м.......500 800
~ 73 89 102 114
1000 1300 1600 1700—2000
Наиболее часто при штанговой эксплуатации используют трубы Уловным диаметром 60, 73, 89 мм.
ги привода плунжера скважинного насоса используют штан-
19 'г,оИН°,^ ^ м четырех номинальных диаметров тела штанги: 16,
ки' ^ мм (рис. II.8). Концы штанг имеют утолщенные голов-
с квадратным сечением для захвата специальными ключами
37
при их свинчивании и развинчивании. Шташи соединяются сш циальными штанговыми муфтами.
Кроме штанг нормальной длины выпускают укороченные шта» ги длиной 1; 1,2; 1,5; 2; 3 м для регулировки длины всей колонн^ которая должна обеспечивать перемещение плунжера в цилиндр скважинного насоса в заданных пределах. В противном случа» при подходе к нижнему положению плунжер будет ударяться дно цилиндра, подходя к верхнему — выскакивать из цилиндр, или же выдергивать весь насос из замка (в зависимости от коне?, рукции насоса). Верхний конец колонны штанг заканчивается устьевым штоком — штангой большого диаметра, поверхность ко-торой обработана с высоким классом чистоты. Устьевой шток про. ходит через устьевой сальник и соединяется с канатной подвеской
В зависимости от условий эксплуатации применяют штанги с различными прочностными характеристиками. Для их изготовле ния используются стали марки 40 или легированные хромом, ни келем, молибденом с термообработкой и последующим поверх ностным упрочнением токами высокой частоты.
Штанги, расположенные в верхней части колонны, более нагружены, и в скважинах, оборудованных скважинными насосами малых диаметров, их обрывы наиболее часты в верхней части ко лонны. При использовании насосов больших диаметров штанги в нижней части колонны при ходе их вниз сжимаются и теряют прямолинейную форму. В результате этого увеличивается частота раз рушений колонны в нижней части, появляются самоотвороты резьбовых соединений. В подобных случаях прибегают к установке не скольких тяжелых штанг или труб, вес которых выбирают таким образом, чтобы усилия в любом сечении колонны штанг были растягивающими.
При спуске колонны штанг резьбовые соединения должны строго соответствовать рекомендуемым.
Диаметр штанг, мм...... 16 19 22 25
Крутящий момент, Н-м. . . . 300 500 700 1000
Свинчивание штанг с меньшим крутящим моментом приводи к увеличению вероятности самоотвинчивания, с большим моментом — к преждевременному выходу из строя резьбы и учащению обрывов по резьбе.
Диаметр колонны штанг подбирают исходя из расчета на прочность, в основу которого положено сравнение действующих в колонне напряжений с допускаемыми для используемого материала штанг при заданных условиях их эксплуатации. Напряжение, ДеИ' ствующее в штангах, равно отношению силы, растягивающей йХ. к площади поперечного сечения.
Допускаемые напряжения для штанг определяются, как пра' вило, опытным путем и зависят не только от марки стали, из к°_ торой они изготовлены, технологии их производства, но и от >сЛ° вий их эксплуатации — прежде всего состава пластовой жидкост5 содержания в ней коррозионно-активных компонентов и т. п
38
шение ШТанг происходит в результате совместного воз-" вия на них переменных по величине (а иногда и по направ-деист илии и коррозионного действия химически активных ве-Л6Н тв содержащихся в пластовой жидкости.
ЩКо'нструкцию штанг все время совершенствуют — изыскивают бы повышения их прочности в резьбовой части и переходной
спос __от головки к телу штанги. Это достигается улучшением
частства заготовок, обеспечением соосности тела штанги и ее го-КаЧки накаткой резьбы и снабжением ее разгрузочной канавкой, обрабатывают принципиально новые колонны, состоящие из од-й непрерывной штанги, наматываемой на барабан при подъеме coca что исключает такие операции, как свинчивание-развинчивание, 'укладка на мостки и т. д.
Долговечность штанг может быть увеличена за счет их квалифицированной эксплуатации. Сюда относится, в частности, выполнение всех правил при работе со штангами во время подземных ремонтов: соблюдение правил, предъявляемых к технологии перевозки штанг, выполнение погрузочно-разгр>зочных работ только с использованием специальных транспортных средств; правильный выброс штанг на мостки при подъеме колонны, применение исправного инструмента при спуско-подъемных операциях, обеспечение требуемых крутящих моментов при свинчивании резьбовых соединений и т. п.
Помимо этого одним из основных требований грамотной эксплуатации штанг является правильный выбор режимов работы насосной установки, т. е. обеспечение возможно меньшего числа нагружений колонны штанг при заданном дебите. Это достигается созданием режима работы с минимальным числом двойных ходов штанг и максимальной длиной хода штанг.
Как свидетельствует опыт эксплуатации, 60 % разрушений происходит в теле штанг, 17 %—в ниппеле, 13 %—в муфте, саморазвинчивание резьбовых соединений составляет 10%. Характер разрушений колонны штанг существенным образом зависит от глубины спуска насоса. Так, например, для глубоких скважин (2000— 2800 м) с малыми дебитами 91 % всех разрушений составляют разрушения по телу штанги, а в неглубоких скважинах с большими дебитами преобладают неполадки из-за нарушений резьбовых соединений. Резьба штанг обычно нарушается по сечениям, рас-ложенным в зоне первых двух ее витков; эго объясняется тем, то на их долю приходится почти половина всего усилия, передаваемого штангами.
Штанговые скважинные насосы (рис. II.9) изго-°° следУющими номинальными диаметрами цилиндров ' ^' ^' ^' ^' ^' ^' Фактические диаметры могут °Т номинальных на 1—2 мм в большую сторону, что По повторным использованием плунжеров и цилиндров
Из реставРаЦии на заводах.
Щта влечение всасывающего клапана трубного насоса с помощью позволяют две конструкции: в одной из них клетка клапа-
39
Рис. Н.Э. Принципиальные ^лкы скважинных штанговых насосов а —невставной насос с штоком Тъ НГН-1; о —невставной насос с лот0а леи типа НГН-2; / — нагнетательные?4 паны; 2 — цилиндры; 3 — плунжеры J1'4 патрубки удлинители; 5 — всасываю,» клапаны; 5 —седла конусов; 7 — зах»6 ный шток; « —второй нагнетатель?'' клапан; 9 — ловитель; 10 — наконеч 8 для захвата клапана; в — вставной * сое типа НГВ-1; / — штанга 2 - ц»а' 3 — посадочный конус, 4 — замковая п • ра; 5 —цилиндр; б — плунжер- 7- °~ правляющая трубка а'
на соединена захватным шгоком с плунжером (насос НГН-1), во второй — имеет специальный наконечник, который может быть захвачен ловителем, установленным в нижней части плунжера (насос НГН-2). И тот и другой клапан устанавливаются на коническую посадочную поверхность седел, расположенных в нижней части цилиндров.
Для извлечения всасывающего клапана насоса НГН-1 достаточно поднять плунжер на поверхность, при подъеме его из цилиндра захватный шток сорвет клапан в сборе с посадочного седла. Для выполнения аналогичной операции с насосом НГН-2 плунжер необходимо спустить в крайнее нижнее положение и захватить ловителем наконечник, вращая штанги по часовой стрелке.
В зависимости от величины зазора между плунжером и цилинД' ром, все насосы делятся на три группы посадки О, 1, 2. Зазор в них соответственно составляет 0—45, 20—70, 70—120 мкм.
Чем больше зазор и меньше вязкость откачиваемой нефти, тй больше ее перетечет между плунжером и цилиндром во время efC хода вверх. Обратная зависимость наблюдается между скорость' подъема плунжера вверх, т. е. между числом двойных качании величиной утечек. Поэтому насосы с максимальным зазором, & правило, применяют в неглубоких скважинах для откачки БЯЗК0 нефтей с большими отборами жидкости, насосы со средним заз^ ром—при откачке нефти со средних глубин, с минимальны^ при откачке нефти из глубоких скважин с полным отсутствй песка.
40
(-!• сое состоит из следующих основных узлов: цилиндра, плун-
и н д р насоса собирают из коротких (длиной 300 мм) х или чугунных втулок, вставленных в кожух и сжатых с муфтами кожуха. Число втулок в насосах определяет дли-ода плунжера и может достигать 27, а в отдельных случаях и
больше.
В настоящее время у нас в стране освоен выпуск безвтулочных
осов цилиндр которых изготовляется из стальной бесшовной Н3 бы внутренняя поверхность которой обработана по высокому классу точности и с высокой чистотой поверхности.
Плунжер насоса изготавливают из стальных труб длиной 1 2' 1,5; 1,8 м. Его наружная поверхность хромирована и бывает гладкой, с кольцевыми, винтовыми канавками или же с острой фаской «пескобрей». Помимо этого выпускаются плунжеры с резиновыми кольцами для уплотнения зазора, располагаемыми в специальных канавках.
Для увеличения долговечности пары деталей плунжер — цилиндр, обусловленной в основном абразивным изнашиванием, их рабочие поверхности обрабатывают для придания им возможно большей твердости термохимическим способом, а плунжер хромируют. Одновременно это увеличивает стойкость этих деталей против коррозии. Увеличение твердости поверхности деталей позволяет уменьшить, а в ряде случаев вообще исключить внедрение в них абразивных частиц, выносимых из пласта потоком пластовой жидкости. Поскольку попадание песка в зазор исключить полностью не удается, для сведения к минимуму вредного влияния песка на рабочей поверхности плунжера предусматривают радиальные или винтовые канавки, в которых собирается песок, попа йший в зазор между плунжером и цилиндром.
Другим не менее важным назначением канавок на боковой поверхности плунжера является его гидравлическое центрирование, т. е. исключение «прилипания» сухих поверхностей плунжера и цилиндра^ друг к другу, сопровождаемого эксцентричным смещением их осей и усугубляемого давлением пластовой жидкости, проникающей в зазор и еще больше прижимающей детали друг к другу, ^трагивание плунжера в таком случае требует приложения значительных усилий и сопровождается ускоренным износом деталей, аличие же канавок позволяет подвести жидкость в зазор со всех ТОР°Н и исключить таким образом это явление.
ж ли гранулометрический состав песка, выносимого из сква-р ы? П0стоянный, то наиболее эффективно применение плунже-снимГПа <<песк°бРей», имеющих на верхней кромке острую фаску, ки и ЮЩую ПРИ Движении с рабочей поверхности цилиндра песчин-рый д СКлючаюЩую, таким образом, их попадание в зазор, кото-
К т ЛЖен выбираться в соответствии с размерами зерен песка.
(рис 'll^infЫ насоса являются наиболее уязвимым его узлом
седлу в Работа клапана сопровождается ударами шарика по
время его посадки под действием столба жидкости. Кла-
41
Рис. 11.10. Клапанные узлы:
с, б — нагнетательный и всасывающий клапаны для насосов НГН-1; 1— клетка клапану
2—-шарик, 3 — седло клапана, 4 —ниппель или ниппель-конус; в — всасывающий клапа|
для насосов НГН-2, /— 3 — то же, 4 — корпус ловителя, 5 — ловитель
пан не просто опускается на седло; он может ударяться об одну из сторон кромки седла, отскакивать от нее и, прежде чем окончательно лечь на седло, совершить несколько соударений. Удары клапана о седло усугубляются действием пластовой жидкости, которая содержит песок и, устремляясь через зазор между шариком и седлом, размывает детали. Давление, которое должен выдерживать клапан, весьма значительное; например, при глубине скважины 1000 м оно составляет порядка 10 МПа.
Использование в конструкции ШСН клапанов шарового типа, состоящих из седла и шарика, обусловлено их высокой по сравнению с другими конструкциями долговечностью в сочетании с простотой.
Новые клапаны, устанавливаемые в насосы, обладают высо герметичностью (перед сборкой их проверяют на специалы стенде, создавая под клапаном вакуум). Во время работы боковая поверхность шарика, обтекаемая потоком пластовой ж кости, последовательно и равномерно нагружается при ссуда нии с седлом; на ней образуются риски или канавки, по котог пластовая жидкость перетекает из верхней (полости высок> давления) в нижнюю полость малого давления. Истечение жид сти происходит под большим напором. Поскольку она содержи. себе абразив — твердые частички песка,— происходит размыв (э| зия) шарика и рабочей кромки седла. Если разрушению подве
42
ется только шарик, то местное нарушение его правильной формы еще не приводит к полному выходу из строя насоса или значительному уменьшению подачи, поскольку шарик продолжает опускаться на седло целой частью сферической поверхности. Эго обусловлено тем, что центр тяжести шарика смещается в сторону, противоположную месту образования дефекта, в силу чего преи-Мущественное его местонахождение в верхней части шара. Этому способствует также и гидродинамическое действие потока жидкости, обтекающего шар во время его открытия и стремящегося повернуть его дефектом вверх.
Таким образом, шаровой клапан является саморегулирующимся устройством, обеспечивающим равномерный износ рабочих поверхностей его деталей.
При появлении дефектов на кромке седла процесс его разрушения носит прогрессирующий характер, который быстро приводит к его промыву и резкому уменьшению подачи насоса. Для увеличения долговечности клапана для его седла предусматривается более высокая твердость, чем для шара, обеспечивая, таким образом, при попадании между ним и шаром твердых песчинок преимущественный износ шара.
Для увеличения долговечности насоса в некоторых конструкциях используют два последовательно установленных клапанных узла.
Стремление увеличить длину хода штанг и сократить при этом массу установки, избавиться от необходимости сооружения дорогостоящего массивного фундамента привело к использованию для привода штангового скважинного насоса гидроприводных установок.
В нашей стране используются гидропризодные установки (рис. 11.11), в которых в качестве уравновешивающего груза использована колонна насосно-компрессорных труб с пластовой жидкостью, находящейся в ней. Эти установки имеют следующие основные узлы и детали.
Силовой орган — гидроцилиндр, поршень которого посредством штока и колонны штанг соединен с плунжером скважинного насоса. Уравновешивающее устройство — трубный гидроцилиндр, поршень которого связан штоком с верхней траверсой и двумя тягами. Последние, в свою очередь, посредством нижней траверсы соединены с колонной насосно-компрессорных труб, к нижней части которой крепится цилиндр скважинного насоса. Кроме того, под поршнем располагается фальшток.
Привод состоит из силового насоса, перекачивающего жидкость из бака попеременно в верхние полости гидроцилиндров. Коммутация потоков рабочей жидкости осуществляется гидравлической панелью.
Система реверсирования (на схеме не показана) служит для торможения, остановки и разгона поршней при подходе их к крайним положениям.
Система компенсации утечек (на схеме не показана) обеспечи-
43
вает постоянство объема рабочей жидкости в подпоршневых по
лостях штанговою и трубного цилиндров.
Для соединения подвижных НКТ с промысловым коллектором
служит гибкий шланг.
Схемы установок отличаются друг от друга компоновкой, позволяющей при относительно малых вертикальных размерах достигнуть значительных длин ходов штанг относительно НКТ.
Установка работает следующим образом. Подаваемая насосом из бака рабочая жидкость через золотник направляется в верхнюю полость штангового гидроцилиндра. При этом поршень перемещается вниз, а вместе с ним шток, колонна штанг и связанный с ней плунжер. Рабочая жидкость из нижней (што-ковой) полости цилиндра по трубопроводу вытесняется в нижнюю полость трубного цилиндра и перемещает его поршень вверх. Вместе с ним перемещается вверх цилиндр скважинного насоса. Таким образом, плунжер движется вниз, а колонна труб вверх — происходит ход всасывания.
При подаче рабочей жидкости в верхнюю полость трубного гидроцилиндра поршень, а вместе с ним колонна НКТ и цилиндр скважинного насоса перемещаются вниз. Рабочая жидкость из подпоршневой полости трубного цилиндра вытесняется в штанговый цилиндр, поршень которого перемещается вверх. Вместе с поршнем перемещаются колонна штанг и связанный с ней плунжер скважинного насоса.
Рис. 11.11. Штанговая гидроприводная установка с использованием в качестве уравновешивающего груза колонны насосно-компрессорных труб:
1 — гидроцилиндр; 2 — поршень, 3 —шток 4 — трубный гидроцилиндр, 5 — шток, 6 — фальш шток, 7 — тяга 8 —- гидравлическая панель 9 — насос гидропривода, 10 — бак 11 — нижняя тра верса, 12 — колонна штанг, 13 — колонна НКТ 14 — плунжер скважинного насоса, 15 — ци линдр скважинного насоса, IS — гибкий шлан
44
Плунжер при этом перемещается вверх, а цилиндр вниз —происходит ход нагнетания.
Колонна насосно-компрессорных труб герметизируется уплотнением, через которое пропущен устьевой шток, а затрубное пространство — уплотнением, установленным на фланце обсадной колонны.
Для нормальной работы установки необходимо поддерживать постоянным объем рабочей жидкости в подпоршневых полостях. Для компенсации утечек как во внутренние полости цилиндров, так и в атмосферу в установке предусмотрена система компенсации утечек, состоящая из управляющего клапана и вспомогательного насоса. При уменьшении объема рабочей жидкости меньше допустимого муфта, соединяющая шток и колонну штанг, нажимает на клапан, который в свою очередь включает вспомогательный насос, заполняющий маслом подпоршневую полость до необходимого объема.
Уравновешивание установки, т. е. обеспечение постоянной нагрузки на двигатель при ходе штанг вверх и вниз, происходит в результате использования колонны насосно-компрессорных труб в качестве уравновешивающего груза.
Монтаж установки непосредственно на фланце колонной головки приводит к необходимости съема ее перед подземным ремонтом и укладки рядом со скважиной на специальном приспособлении. После ремонтных работ установку вновь монтируют на устье скважины.
§ 4. УСТАНОВКИ ЦЕНТРОБЕЖНЫХ ЭЛЕКТРОНАСОСОВ
Установка УЭЦН (см. рис. 1.7) состоит из погружного насосного агрегата, включающего насос, электродвигатель, гидрозащиту, кабельную линию, колонну насосно-компрессорных труб, оборудование устья скважины и наземное электрооборудование — трансформатор и станцию управления.
Погружной центробежный насос по принципу действия не отличается от обычных центробежных насосов: при вращении рабочего колеса увеличивается напор жидкости, протекающей через него. Поскольку одна ступень центробежного насоса создает небольшое давление —• порядка 0,05 МПа, для достижения давления, необходимого для подъема жидкости из скважины на поверхность, используют ряд последовательно соединенных ступеней.
Насос (рис. 11.12) состоит из набора последовательно установленных в корпусе секций (до 120 в одном блоке), каждая из которых включает в себя направляющий аппарат и рабочее колесо. Направляющие аппараты установлены неподвижно внутри корпуса, а рабочие колеса насажены на один общий вал и соединены с ним призматической шпонкой. Посадочные размеры колес и вала таковы, что рабочие колеса могут свободно перемещаться в осевом направлении. Это позволяет во время работы в установившемся режиме каждому рабочему колесу опираться на торцевой
45
Рис. 11.12. Погружной насос: / — верхняя секция с ловильной головкой; 2 — нижняя секция, 3 — шлицевая муфта; 4 — опорная пята; 5 — корпус подшипника, 6 — направ ляющий аппарат, 7— рабочее колесо; 8 — корпус; 9 — вал, 10 — шпонка; Л — подшипник скольжения; 12 — защитная втулка; 13 — основание, 14 — фильтр, 15 — приводная муфта
-I I
Рис. 11.13. Погружной электродвигатель:
/ — крышка верхняя, 2 — крышка кабельного ввода; 3— колодка кабельного ввода; 4 — муфта шлицевая; 5 — пята; 6 — подпятник; 7 — головка, 8 — фильтр; 9 — турбина; 10 — статор, 11 — ротор; 12 — основание 13 — крышка нижняя
-15
выступ расположенного под ним направляющего аппарата. Благодаря этому осевое усилие, обусловленное перепадом давления, создаваемого каждой ступенью, передается от колеса, минуя вач, на направляющий аппарат и корпус насоса. Для уменьшения трения между колесами и направляющими аппаратами устанавливают текстолитовые шайбы, запрессованные в кольцевые пазы, расположенные на колесе. Эти шайбы также уплотняют зазор и препятствуют обратному перетоку жидкости.
Для уменьшения силы трения между дисками при наличии осевого усилия, направленного снизу вверх, например при запуске насоса с открытой выкидной задвижкой, в верхней части рабочих колес также предусмотрены текстолитовые шайбы. При возникновении подобного усилия оно передается от колес к направляющим аппаратам, расположенным над ними, и далее на корпус.
Для восприятия осевого усилия, возникающего в результате давления жидкости на торец вала, а также его собственного веса, служит опорная пята в верхней части насоса. Радиальные усилия воспринимаются подшипниками скольжения.
В верхней части корпуса насоса нарезана внутренняя резьба для соединения его с НКТ, а также располагаются ловильная головка и обратный клапан. Обратный клапан препятствует вытеканию пластовой жидкости, заполняющей внутреннюю полость колонны подъемных труб, при остановке насоса.
Если глубина погружения велика и создаваемый напор недостаточен, то погружной насос может компоноваться из нескольких секций. В этом случае общее количество степеней в агрегате может достигать 400.
Во время работы насоса пластовая жидкость поступает через сетчатый фильтр, расположенный в нижней части насоса, последовательно проходит ступени и через отверстия корпуса подшипника, по корпусу попадает во внутреннюю полость насосно-компрессор-ных труб.
Погружной электродвигатель служит для привода погружного центробежного насоса. Условия работы двигателя — расположение в пластовой жидкости, находящейся под большим гидростатическим давлением,— предопределяют особенности его конструкции — заполнение его внутренней полости маслом, малый наружный диаметр и соответственно больною длину. Основное условие надежной работы двигателя — герметичность его внутренней полости.
Двигатель (рис. 11.13) состоит из статора, ротора, головки и основания. В верхней и нижней частях корпуса имеются флан-Чы для соединения двигателя с протектором и компенсатором. Корпус изготовлен из стальной трубы, к которой с помощью резьбовых соединений присоединены головка и основание двигателя. Магнитопровод статора собран из активных и немагнитных жес-Тей, в пазах которых располагается обмотка.
К концам обмотки статора припаяны выводные концы из мно-г°*ильного медного провода, соединяющие их со штепсельными
47
гильзами, в которые входят штепсельные наконечники кабеля. Активная часть магнитопровода совместно с обмоткой создает вращающееся магнитное поле, а немагнитная часть служит опорами для промежуточных подшипников ротора.
Ротор двигателя короткозамкнутый, многосекционный, состоит из вала, на который напрессованы сердечники. Вал выполнен из калиброванной трубы, а сердечник — из листовой электротехнической стали, в пазы которого уложены медные стержни, образующие обмотку ротора. Сердечники и радиальные подшипники, чередуясь, установлены на валу. Сердечники соединены с валом шпонками, а весь их набор стянут в осевом направлении гайками.
На валу установлена гурбинка, служащая для принудительной циркуляции масла, обеспечивающего отвод тепла от наиболее нагретых деталей. Масло циркулирует через пазы магнитопровода, отверстие в валу двигателя и фильтр, где очищается от продуктов износа, появляющихся в процессе работы двигателя.
Осевые нагрузки на вал двигателя воспринимают подпятники, расположенные в головке двигателя. Переводник в нижней части двигателя служит для размещения фильтра, перепускного клапана и клапана для зякачки масла в двигатель.
Малый диаметр корпуса двигателя обусловлен необходимостью размещения его в скважине, большая длина — достижением нужного крутящего момента. Для создания двигателей большой мощности используют двигатели секционного исполнения, состоящие из верхней и нижней секций, собираемых на устье скважины перед спуском в скважину. Соединяют секции с помощью фланцев, при этом автоматически соединяются полумуфты электрического соединения, обеспечивающего последовательное включение обмоток.
Гидрозащита погружного насоса служит для предотвращения проникновения во внутреннюю полость электродвигателя пластовой жидкости. Она состоит из протектора, устанавливаемого между двигателем и насосом, и компенсатора, присоединенного к основанию двигателя.
Протектор (рис. 11.14) состоит из двух камер, заполняемых рабочей жидкостью двигателя, разделенных эластичной диафрагмой с торцовыми уплотнениями. Вал протектора установлен на трех подшипниках, воспринимающих радиальную нагрузку, и опирается на гидродинамическую пяту, воспринимающую осевые усилия.
В нижней части протектора расположен обратный клапан для выравнивания давлений в протекторе и скважине. При транспортировке клапан закрыт пробкой, которую необходимо выворачивать перед спуском агрегата в скважину.
Компенсатор (рис. 11.15) представляет собой стальной корпус (внутри которого размещена эластичная диафрагма), заполненный рабочей жидкостью электродвигателя. Полость за диафрагмой сообщается со скважиной через несколько отверстий.
Рис. 11.14. Протектор:
^ — головка верхняя; 2 — ниппель верхний; 3 — уплотнение торцевое, 4 — пята; 5 — ниппель нижний; 6 — диафрагма; ?— корпус, 8 — вал 9 — клапан обратный; 10 — головка нижняя
Рис. 11.15. Компенсатор:
J — каркас, 2 — пробка, 3 — клапан; 4 — корпус, 5 — диафрагма
Рис. 11.16. Оборудование устья установки ЭЦН:
/ — трубная подвеска, 2 — кабель; 3 — кран пробковый проходной; 4 — корпус; 5 — манжета
Компенсатор имеет пробки для заправки его полости рабочей жидкостью.
Кабель для подвода электроэнергии к погружному электродвигателю соединяется с двигателем при полощи специальной муфты. Поскольку диаметр погружного агрегата больше диаметра колонны подъемных труб, применяют кабель двух типов — состоящий из скрученных жил, располагающейся вдоль колонны труб, и плоский — у погружного агрегата. Применяют кабели, состоящие из одно- или многопроволочных жил, изолированных двумя слоями полиэтилена и защищенных эластичной подушкой и металлической броней. Кабель крепится к колонне НК.Т и погружному агрегату с помощью специальных хомутов.
Оборудование устья предназначено для герметизации внутренней полости НКТ, затрубного пространства, пропуска ка-
50
беля из кольцевого пространства между НКТ и эксплуатационной колонной, удержания колонны НКТ, контроля и регулирования режима работы скважины. Оно состоит (рис. 11.16) из корпуса, в котором располагается муфтовая подвеска, обеспечивающая удержание колонны подъемных труб, манжет, уплотняющих ввод в скважину силового кабеля и обеспечивающих его герметизацию.
Муфтовая подвеска труб смещена относительно центра скважины, что позволяет расположить кабель возможно дальше от стенки эксплуатационной колонны и уменьшить его повреждения.
Оборудование устья имеет боковой и вертикальный стволы, оборудованные пробковыми кранами и вентилем.
Станция управления предназначена для управления установкой и обеспечивает: включение и отключение установки, работу в ручном и автоматическом режимах, управление установкой с диспетчерского пункта, подключение программного реле времени, самозапуск электродвигателя с заданной выдержкой времени после появления напряжения, отключение двигателя при появлении в цепи тока короткого замыкания, перегрузке его или падении напряжения в сети, управление двигателем в соответствии с командами, поступающими с диспетчерского пункта, программного реле времени или электроконтактных манометров, отключение двигателя при уменьшении изоляции кабеля ниже определенной величины.
Трансформатор служит для обеспечения требуемого напряжения, подаваемого к кабелю. Он состоит из обмоток высокого и низкого напряжения, магнитопровода, бака, крышки с вводами и расширителя с воздухоочистителем. На стороне обмоток высокого напряжения имеется 5—10 ответвлений (отпаек), обеспечивающих подачу необходимого напряжения на электродвигатель в зависимости от длины кабеля, загрузки электродвигателя и напряжения сети.
Особенности эксплуатации УЭЦН обусловлены спецификой характеристик центробежного насоса и условиями его совместной работы со скважиной.
УЭЦН спускают в скважину на колонне подъемных труб на глубину, соответствующую погружению агрегата, под динамический уровень жидкости, при котором содержание газа, выделяющегося из пластовой жидкости, не превышает определенного предела, обеспечивающего устойчивую работу насоса.
При остановке скважины, оборудованной УЭЦН, на длительное время происходит разделение пластовой жидкости на нефть и во-Ду, причем граница их раздела располагается, как правило, ниже приема насоса. Поэтому при пуске насоса, например, после длительной остановки в результате обесточивания электросети сначала установка подает чистую нефть, потом воду и, наконец, когда Установится приток жидкости в скважину, насос начинает подавать смесь воды, нефти и газа в характерной для скважины пропорции.
Попав в центробежный насос, смесь превращается по мере про-
5!
хождения его ступеней в эмульсию, которая поднимается по колод, не подъемных труб на поверхность.
По мере ее подъема и уменьшения гидростатического давления из нее выделяется газ. При добыче парафинистой нефти из-за уменьшения температуры жидкости, так же как и при фонтанном или газлифтном способе эксплуатации, начинается кристаллиза-ция парафина, который откладывается на стенках подъемных труб При определенных условиях парафин может откладываться и на стенках эксплуатационной колонны, ниже приема насоса.
Отложению парафина способствует уменьшение скорости движения жидкости в подъемных трубах, а также неравномерность потока жидкости. Сжорость движения жидкости при заданной подаче насоса определяется диаметром труб, и при возможности отложения парафина их следует выбирать возможно меньшего диаметра. Неравномерность потока жидкости в подъемных трубах обусловлена в первую очередь интенсивным выделением растворенного газа при подходе к устью скважины. В результате непрерывное движение газожидкостной смеси превращается в последовательное перемещение порций жидкости и газа, что способствует быстрому запарафиниванию труб. Для исключения подобного режима работы подъемника на устье скважины необходимо поддерживать буферное давление не менее 0,2—0,5 МПа, что достигается установкой штуцера соответствующего диаметра или же предопределяется режимом работы системы промыслового сбора продукции скважин. Как правило, буферное давление при использовании герметизированных однотрубных систем сбора продукции скважин составляет 0,3—4,0 МПа. Штуцеры устанавливают также для ограничения подачи насоса в тех случаях, когда она превышает дебит скважины, рассчитанный исходя из условий эксплуатации месторождения в целом.
Помимо отложений парафина в подъемных трубах причиной выхода установки из строя, а следовательно, необходимости в подземном ремонте являются неисправности и неполадки в кабеле или механической части погружного агрегата.
Наиболее частой причиной выхода кабеля из строя является пробой изоляции или уменьшение ее сопротивления ниже определенного уровня. Пробой изоляции происходит мгновенно в результате механического повреждения кабеля в процессе его спуска или растрескивания изоляции и проникновения в трещины пластовой жидкости. Наиболее часто проникновение жидкости через изоляцию происходит в месте присоединения кабеля к электродвигателю, реже — в результате проникновения пластовой жидкости Б° внутреннюю полость двигателя.
При снижении сопротивления изоляции в результате ее ста-^ рения ниже определенного предела следует прекратить эксплуата цию установки, так как дальнейшая работа приводит к короткому замыканию, обгоранию отдельных элементов электрической цеп -что, в свою очередь, ведет к усложнению и удорожанию ремонт установки. 52
Неисправности в механической части погружных установок мо-
быть связаны с заклиниванием вращающихся деталей, вызван-
ГУТ некачественной сборкой агрегата на скважине перед его
НЬуском — перекосом во фланцевом соединении двигателя с про-
Сектором, протектора с насосом. В подобных случаях заклини-
ание обнаруживается при пуске установки. Если заклинивание
БООИЗОШЛО в результате изнашивания подшипников насоса и про-
ектора, то оно происходит после определенного периода эксплуа-
тации насоса.
Погружные центробежные электроустановки рассчитаны на продолжительную работу, которая достигает 12 — 20 мес при благоприятных условиях эксплуатации и 3 — 4 мес при неблагоприят-ных _ высокой температуре пластовой жидкости, большом содержании воды и механических примесей и т. п.
Наиболее частыми причинами снижения или полного прекращения подачи жидкости являются следующие:
недостаточный приток пластовой жидкости в скважине;
недостаточный напор насоса;
дефектные резьбовые соединения в колонне подъемных труб, слив жидкости через случайно сломанный штуцер сливного канала и другие дефекты колонны;
засорение приемной сетки и первых ступеней насоса окалиной, песком, парафином или отложениями солей.
Все перечисленные причины устраняются при проведении подземного ремонта скважины.
§ 5. ОБОРУДОВАНИЕ НАГНЕТАТЕЛЬНЫХ СКВАЖИН
Для закачки воды в один или несколько пластов через одну скважину применяют, как правило, одноканальные системы нагнетания, а для распределения жидкости по пластам используют сква-жинные регуляторы расхода или дроссели. Выпускаемые установки позволяют закачивать в пласт речную, морскую, пластовую или сточную воды.
Оборудование скважины (рис. 11.17) состоит из наземной и подземной части. К наземной относится арматура устья, включающая регулятор расхода и предназначенная для герметизации устья скважины и удержания колонны подъемных труб. Регулятор служит для автоматического поддержания необходимого расхода жидкости при колебаниях давления в нагнетательном трубопроводе. На арматуре также предусмотрены обратные клапаны Для предотвращения обратного тока жидкости при временном Рекращении подачи или аварии водовода.
НКТЗДВИЖки аРматУры позволяют соединять внутреннюю полость
с по ИЛИ затРУбн°е пространство с напорным трубопроводом или
при МОЩ'ЬК) быстросъемных соединений подключить их к агрегатам
Ремонтных или профилактических работах.
отличие от арматуры эксплуатационных скважин корпуса
53
Рис. 11.17. Схема установки для нагнетания воды:
а — один пласт, / — арматура устья; 2 — регулятор расхода; 3 — пакер; 4 — циркуляци*^ ный клапан; б — два пласта, / — нагнетательная арматура; 2 — якорь, 3 — пакер; 4 — V^ гулятор расхода жидкости; 5 — циркуляционный клапан; 6 — компенсатор; 7 — скважинн камера; 8 — кулачковый фиксатор; 9 — регулятор расхода жидкости
лвижек нагнетательной арматуры во избежание разморажива-3 заполняются солидолом или иной смазкой.
НИ В подземное внутрискважинное оборудование входят колонна v6 пакер и циркуляционный клапан. Пакер предназначен для Т шиты эксплуатационной колонны от действия закачиваемой жид-33 и а клапан обеспечивает создание в трубах избыточного давления, необходимого для посадки пакера.
Для закачки воды в два или более пласта на колонне НКТ устанавливают несколько пакеров таким образом, чтобы изолировать один пласт от другого, а также эксплуатационную колонну от воздействия закачиваемой жидкости. Напротив перфорационных отверстий каждого пласта устанавливают скважинные камеры (аналогичные применяемым при газлифтной эксплуатации скважин), в которых размещают регуляторы расхода жидкости.
Установку или съем регуляторов жидкости осуществляют без подъема колонны на поверхность, спуском регуляторов на проволоке и установкой их с помощью отклонителей в соответствующие гнезда.
В нижней части колонн устанавливают клапаны для промывки скважины потоком жидкости, подаваемой в кольцевое пространство между эксплуатационной колонной и подъемными трубами.
Контрольные вопросы
1 Какие элементы включает внутрискважинное оборудование, применяемое при фонтанном, газлифтном способах эксплуатации, использовании штанговых скважинных насосов, центробежных электронасосов?
2 Для чего предназначено устьевое оборудование, применяемое при фонтанном и механизированных способах добычи?
3. Почему необходимо строго контролировать крутящий момент при затяжке резьбовых соединений колонны штанг и труб?
4. Почему нельзя спускать в скважину деформированные штанги?
5 Для чего служат песочные якори?
6 В каких случаях целесообразно использовать насосно-компрессорные тру-<5ы с внутренним покрытием?
7. Из каких узлов состоит установка погружного центробежного электронасоса"'1
8. Назовите причины выхода из строя штанговых скважинных насосных установок
Глава III
ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ ПОДЗЕМНОГО РЕМОНТА СКВАЖИН
При
§ 1. ОСОБЕННОСТИ ОБОРУДОВАНИЯ ДЛЯ ПОДЗЕМНОГО РЕМОНТА СКВАЖИН И ЕГО КЛАССИФИКАЦИЯ
текущем и капитальном ремонтах скважин выполняют ое число однотипных операций машинами, агрегатами одно-Лр и Того же назначения, но с различными параметрами. Так, нап-МеР, для спуско-подъемных операций при текущем ремонте не-
55
ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ ПОДЗЕМНОГО РЕМОНТА
1 ' \ '
ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ СПУСКО ПОДЪЕМНЫХ ОПЕРАЦИЙ ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ОПЕРАЦИЙ
и \ ' ' ' - 1
С РЕДСТВА ГРУЗОПОДЪЕМНОЕ НАЗЕМНОЕ ОБОРУДОВАНИЕ И ИН-
ИНСТРУМЕНТ МЕ> ^АНИЗАЦИИ ОБОРУДОВАНИЕ ОБОРУДОВАНИЕ СТРУМЕНТ, СПУСКАЕМЫЕ В СКВАЖИНУ
Элеваторы Автоматические элева- Вышки Установки насосные Инструмент для ловильных

Слайдеры Талевые системы Трубные и штанговые Цементировочные агрегаты Породоразрушающий
Клинья механические ключи Подъемные лебедки Установки инструмент
Штропы Автоматы для свинчи- Комплексы подъемного вания и развинчивания оборудования Ключи труб Установки для иссле- пескосмесительные Кислотны е агрегаты Парогенераторы Режущий инструмент Инструмент для промывки и очистки скважин
дования и скважинных Установки для промыв- Турбобуры
работ ки горячей нефтью Пакеры
Вспомогательное оборудование Роторы Я кори
Специальное Перфораторы
оборудование устья Трубы насосно— компрес^
сорные и бурильные
Рис. III.1. Классификация оборудования для проведения подземного ремонта
бходимо оборудование с грузоподъемностью до 30—35 т, а при °апитальном —80 т и более|Вместе с тем и в текущем и в капитальном ремонтах применяют одно и то же оборудование или инструмент, например элев_атор_ы^_ключи и т. п.,Очень часто при капитальном ремонте используют инструменты, предназначенные для работ при текущем ремонте, при условии, что их параметры, например грузоподъемность, соответствуют требуемым условиям, f В целом оборудование и инструмент для подземного ремонта узкоспециализированные и имеют специфическую конструкцию, что вообще характерно для оборудования, используемого в нефтяной и хазовой промышленности.^
Особенности оборудования и инструмента обусловлены:
необходимостью выполнения работ на глубинах от десятков до нескольких тысяч метров при весьма ограниченных диаметральных размерах скважины — порядка 0,25 м и менее. Таким образом, отношение диаметра к длине составляет примерно 1:10000;
необходимостью извлечения на поверхность колонны труб для крепления рабочего инструмента, его смены и выполнения каких-либо новых операций, поэтому спуск и подъем колонны труб превратились в самостоятельную группу операций, для выполнения которых создано большое число машин и инструментов;
сложным профилем скважин, в которых выполняются работы;
высокими гидростатическим давлением, температурой, химически активными и агрессивными веществами, воздействующими на спущенные оборудование и инструмент.
• Все многообразие машин и оборудования, используемых при подземном ремонте, можно разделить на две основные группы:
для спуско-подъемных операций;
для технологических операций (рис. III.1).
Оборудование для спуско-подъемных операций включает:
1. Грузоподъемное оборудование — вышку (или мачту), тале-J вую систему и лебедку. Могут использоваться отдельные, самостоятельные конструкции или объединенные в единый комплекс (агрегат подземного ремонта). Все это оборудование в зависимости от условий эксплуатации может быть выполнено в стационарном или мобильном исполнении.\ В оборудовании, смонтированном на какой-либо транспортной базе, как правило, используют ее элементы — раму автомобиля или трактора для восприятия нагрузок, возникающих в процессе работы агрегата, ходовой двигатель для ', приведения в действие лебедки и т. п.
| 2. Инструмент — элеваторы, слайдеры, ключи, штропы, клинья. Они служат для выполнения отдельных операций в процессе спуска или подъема — захват колонны штанг или труб, удержание их навесу, развинчивание или свинчивание резьбовых соеди-«РНИЙ и т. п.
3. Средства механизации — автоматические слайдеры, трубные и штанговые ключи с механическим приводом, автоматы для выполнения операций свинчивания и развинчивания. Они служат для вьшолнения тех же операций, что и инструмент, но ускоряют и об-
легчают их, поскольку имеют собственный привод (электрический пневматический или гидравлический), а также автоматизируют некоторые операции, например захват труб слайдером.
К последней группе следует отнести средства автоматизации, которые к настоящему времени разработаны, но не вышли за рамки опытной эксплуатации единичных экземпляров. К ним относятся автоматические ключи, манипуляторы для укладки труб и штанг трубные и штанговые магазины, т. е. механизмы, позволяющие полностью исключить ручной труд и обеспечить проведение всех операций при спуске или подъеме без прикосновения людей к извлекаемому оборудованию или инструменту.
Оборудование для технологических операций включает:
1. Насосные агрегаты для подачи технологической жидкости (воды или нефти, водопесчаной смеси, раствора кислот, цементного раствора и т. п.) в ремонтируемую скважину; манифольды и трубопроводы для обвязки насосных агрегатов и соединения их со скважиной.
2. Котлы для приготовления пара или горячей нефти для прогрева и депарафинизации подъемных труб.
3. Оборудование для вращения инструмента: турбобур, винтовые вращатели.
4. Инструмент для ловильных работ, предназначенный для захвата и извлечения из скважины упавших или оставшихся в ней труб, штанг, эксплуатационного оборудования или случайно упавших предметов.
5. Инструмент для разрушения или изменения формы эксплуатационной колонны: долота, райберы, фрезеры, а также перфора торы.
6. Устройства для удержания в скважине какого-либо оборудования и герметизации ее отдельных полостей — якорп, пакеры, пробки и т. п.
7. Оборудование устья скважины для выполнения работ, связанных с подземным ремонтом,— головки различных конструкций для удержания спущенных в скважину труб, противовыбросовое оборудование, лубрикаторы для спуска в скважину инструментов или приборов и т п.
8. Приборы и инструменты для исследования скважин перед подземным ремонтом. Эта группа оборудования хотя и достаточно универсальна и используется при различных геофизических исследованиях скважин, но должна быть представлена в данной классификации, поскольку ее использование перед подземным ремонтом, после него, а в первую очередь после капитального ремонта обязательно.
§ 2, ИНСТРУМЕНТ И ПРИСПОСОБЛЕНИЯ ДЛЯ СПУСКО-ПОДЪЕМНЫХ ОПЕРАЦИЙ --
Эта группа оборудования предназначена для выполнения та ких операций, как свинчивание и развинчивание резьбовых соеди-
нений колонн штанг и труб, удержание их на весу. Она включает трубные и штанговые элеваторы, спайдеры, ключи, штропы и ряд других приспособлений, конструкция которых весьма специфична.
Элеваторы
Элеватор — инструмент для захвата и удержания на весу в вертикальном, наклонном и горизонтальном положении труб или штанг в процессе спуско-подъемных операций. Различают штанговые и трубные элеваторы. Последние, в свою очередь, подразделяют на элеваторы для бурильных, обсадных и насосно-компрессор-ных труб.
По конструкции различают двуштропные (балочные) и одно-штропные (стержневые) элеваторы.
Элеваторы характеризуются грузоподъемностью, диаметром труб (штанг) и собственной массой. Для безопасной и удобной работы на элеваторах предусмотрены специальные замки и защелки, которые не позволяют ему раскрыться. Использование рациональной конструкции диктуется необходимостью сведения к минимуму его массы при заданной грузоподъемности.
Непрерывная кольцевая поверхность, служащая опорой для торца муфты трубы при вертикальном положении элеватора, обеспечивает равномерное распределение усилия по всей окружности торца муфты. При невыполнении этого условия равнодействующая всех сил не совпадает с осью трубы и она помимо растягивающей нагрузки подвергается и действию изгибающего момента. Это отрицательно сказывается на долговечности трубы и приводит к сокращению срока ее службы.
Одноштропные элеваторы имеют меньшую по сравнению с дву-штропными массу при одинаковой грузоподъемности, они удобнее в работе. Это объясняется особенностями их конструкции, в которой материал подвергается в основном растяжению, а не изгибу, как в двуштропных элеваторах. Растяжение предпочтительнее изгиба, поскольку внутренние усилия распределяются по всему сечению нагруженной детали равномерно, чего нет при изгибе. Это положение легко продемонстрировать следующим опытом: сломать карандаш или спичку руками, прикладывая к ним силу, обеспечивающую их изгиб, не представляет труда; сделать это же, растягивая их, (удается далеко не всем.
Элеваторы каждого типа имеют свою предпочтительную область применения. Конструкция одноштропных элеваторов предусматривает использование их при спуско-подъемных работах по прогрессивным технологиям в сочетании с электро- и гидроприводными ключами. В то же время двухштропные элеваторы более удобны при промывке скважин, монтаже устьевого оборудования и т. п.
Одноштропный элеватор ЭГ предназначен для спуско-подъемных операций при использовании ручных и механических ключей (рис. III.2). Элеватор состоит из литого корпуса с боко-
59
выми ребрами, имеющего поперечное сечение сложной конфигурации. В верхней части к корпусу при помощи двух пальцев крепится литая серьга — штроп. Серьга и корпус имеют приливы, обеспечивающие их свободный поворот относительно друг друга в пределах определенного угла. В нижней части корпуса предусмотрено утолщение — опорный бурт, нижний торец которого Рис. III.2. Элеватор ЭГ: служит опорной поверхностью
/ — корпус, 2 —защелка, 3 — пружина ЭЛеваТОра. В НИЖН6Й ЧЗСТИ КОр-
защелки, 4 — серы а, 5 — палец, 6 — ось
фиксатора; 7 - фиксатор, «-створка Пуса Приварена руКОЯТКЭ ДЛЯ
удержания и оттягивания элеватора в сторону.
В приливе, расположенном в нижней части корпуса, в вертикальном положении установлен палец, относительно которого может поворачиваться и перемещаться вверх и вниз подпружиненная створка. В нижней части створки имеется шип, который при перемещении ее в нижнее положение входит в паз, расположенный в опорной части корпуса. Если элеватор не нагружен, то пружина удерживает створку в верхнем положении, при этом шип не попадает в паз, обеспечивая свободный поворот ее вокруг оси.
Внутренняя поверхность корпуса элеватора и створки обрабатывается таким образом, что в нижнем (нагруженном) положении створки опорные поверхности бурта корпуса и створки находятся в одной плоскости, благодаря чему торец муфты опирается на непрерывную кольцевую поверхность.
Створка фиксируется в закрытом положении защелкой, насаженной на ось и захлопывающейся под действием пружины. В закрытом положении защелка запирается фиксатором.
При зарядке элеватора труба вводится в него (или же элеватор надвигается на трубу), створка захлопывается, защелка закрывается и после перемещения муфты трубы относительно элеватора вниз, она нажимает на бурт створки, перемещая ее вниз. В результате шип створки попадает в паз корпуса, что исключает самооткрывание элеватора под нагрузкой.
Для открывания элеватора необходимо опустить его по трубе вниз, чтобы муфта трубы поднялась относительно корпуса вверх, одновременно с этим приподнимется подпружинная створка и ее шип выйдет из паза корпуса. После отжима фиксатора и поворота защелки створка откроется. Подобное тройное предохранение обеспечивает безопасную работу с элеватором.
Высокая эффективность «стержневой» конструкции, отработанной в элеваторах ЭГ, дала начало разработкам аналогичных конструкций, отличающихся стопорными и фиксирующими приспособлениями. К числу таких относится элеватор ЭТА.
60
Элеватор ЭТА (рис. III.3) включает корпус, соединенный с серьгой с помощью двух зашплинтованных пальцев. Внутри корпуса расточена поверхность, на которую опирается узел захвата. При работе элеватора торцевая поверхность муфты опирается на захват, который передает усилие корпусу. Захват состоит из правой и левой челюстей, соединенных вертикальной осью со штоком,, на котором укреплена рукоятка.
Рукоятка позволяет перемещать шток в горизонтальном направлении, открывая и закрывая при этом челюсти захвата, а также служит фиксатором.
Для расширения возможностей элеватора и унификации его конструкции узел захвата выполнен быстросъемным и позволяет использовать один корпус для работы с тремя-четырьмя размерами труб.
При работе с элеватором для зарядки его необходимо выдвинуть рукоятку и повернуть ее вокруг горизонтальной оси. При этом челюсти узла захвата раскроются и выдвинутся из корпуса. Надвигая элеватор на трубу, рукоятку поворачивают в исходное положение — при этом челюсти закрываются и подхватывают трубу, обеспечивая соосное расположение ее и корпуса элеватора. После замыкания челюстей рукоятка перемещается к корпусу и ее положение фиксируется.
Кроме описанных применяются элеваторы ЭЗН в сочетании с захватным приспособлением и элеваторы ЭНКБ-80 для захвата и удержания безмуфтовых НКТ. Последний состоит из корпуса, двух створок с затвором, подпружиненных клиньев, рычага управления и серьги. В процессе работы одноштропный элеватор постоянно подвешен на крюке. При посадке его на трубу створки элеватора автоматически замыкаются и запираются затвором.
Элеватор ЭТАД двухштропный применяется в тех случаях, когда свинчивание и развинчивание колонны труб выполняется вручную. В комплект инструмента входят: два элеватора, захватное устройство и два штропа. Элеватор состоит из корпуса, имеющего форму балки, по краям которой расположены пазы для штропов с подпружиненными защелками-предохранителями, выдвижного захвата и рукоятки. Захват состоит из шарнирно соединенного с двумя челюстями штока, приводимого в действие рукояткой. Запирающее устройство позволяет фиксировать челюсти элеватора в крайних положениях, соответствующих открытому или закрытому состоянию.
Выдвижные захваты элеватора сменные, что позволяет использовать один корпус при работе с трубами нескольких типоразмеров.
Элеватор-слайдер ЭС 33-52x28 для захвата и УДержания на весу колонн безмуфтовых труб состоит из корпуса, имеющего форму балки, в нижней части которого располагается опорная плита. Если инструмент используется в качестве элеватора, то его подвешивают на штропах за проушины к крюку тале-
61
Рис III.3. Элеватор ЭТА
1 — серьга, 2 — палец; 3 — шплинты, 4 — корпус; 5 — рукоятка; б — направляющая втулка, 7 — штырь; S — челюсть 9 — направляющие;
10 — болт
вой системы, если как спаидер, то устанавливают в него центратор и крепят его опорную плиту болтами к устьевому фланцу. Корпус элеватора имеет зев, закрываемый створкой, внутри корпуса располагается клиновая подвеска, включающая три клина и приводимая в действие рычагом управления, а также располагается центратор.
Помимо перечисленных при подземных ремонтах применяются корпусные элеваторы для бурильных и обсадных труб.
Штанговый элеватор ЭШН (рис. III.4) используете? при подъеме и спуске штанг. Он состоит из корпуса с эксцентрич ной кольцевой расточкой, внутри которой вращается втулка, имею щая эксцентрично расположенное отверстие. В корпусе и втулке
62
Рис. Ill А. Штанговый элеватор ЭШН:
1 — корпус, 2 — винт, 3 —-
шайба, 4 — шплинт, 5 —-
винт, 6 — вкладыш, 7 —
втулка, 8 — штроп
предусмотрены пазы, при совмещении которых штанга может быть свободно введена или выведена из элеватора. После поворота втулки на 180° элеватор запирается, а ось ее отверстия ,и соответственно ось запираемой штанги совпадает с осью элеватора.
Втулка фиксируется в корпусе с помощью винтов, концы которых входят в кольцевой паз, расположенный на ее боковой поверхности.
Для предохранения от износа на опорную поверхность втулки устанавливается вкладыш, фиксируемый винтом.
Корпус шарнирно соединен со штропом шипами, расположенными на его боковой поверхности. Для удобства работы с элеватором штроп имеет на внутренней поверхности ряд приливов.
При работе со штангами разных диаметров используются сменные вкладыши; их изготавливают двух размеров: для 16, 19 и 22-мм штанг и для 25-мм штанг.
Закрывается и открывается элеватор с помощью шарнирной рукоятки, которая в закрытом положении утапливается в зеве корпуса.
Штропы служат для подвески элеваторов к крюку талевой системы. В одноштропных элеваторах эта деталь постоянно соединена с корпусом пальцами и не отделяется от него в процессе эксплуатации. Для двухштропных элеваторов применяются специальные Щтропы, представляющие собой стальную петлю овальной формы, вытянутую вдоль оси. По технологии изготовления различаются
63
цельнокатаные и сварные штропы, по назначению__буровые
нормальные ШБН, буровые укороченные ШБУ и эксплуатационные ШЭ. При текущих ремонтах используют штропы ШЭ.
Спайдер предназначен для захвата, удержания на весу и центрирования колонны НКТ или бурильных труб при спуско-подъем-ных операциях. Спайдер удерживает трубу на весу, захватывая
Рис. III.5. Спайдер АСГ-80:
1 — вкладыш центратора; 2 — корпус, 3 — корпус клина, 4 —-плашка; 5 — подвеска, 6 — пружина ползуна, 7 — направляющая
Рис. II 1.6. Схема работы спай-дера:
а, б, в — последовательные положения деталей слайдера при спуске труб, 1 — подвеска, 2 — клинья, 3 — пружина, 4 — корпус
ее с помощью клиновой подвески. Поэтому с его помощью можно зафиксировать трубу при любом положении муфты. Во время работы слайдер устанавливают на устье скважины.
Спайдер АСГ-80 (рис. III.5) состоит из корпуса, в котором располагаются клиновая подвеска, сменный центратор и механизм подъема клиньев. Клиновая подвеска включает три клина, рабочие поверхности которых снабжены плашками. С помощью пегель клинья соединены с подпружиненной подвеской.
64
Спайдер обеспечивает постоянную высоту расположения муфты над клиньями и работает следующим образом. Перед посадкой труб на клинья подвеска под действием пружины занимает верх нее положение (рис. III.6, а). Опускаясь, элеватор воздействует на клиновую подвеску, в результате чего клинья перемещаются вниз и захватывают тело трубы (рис. 111.6,6). При дальнейшем движении вниз элеватор под действием собственного веса продолжает опускать подвеску при неподвижных клиньях и трубе — это обеспечивается за счет шарнирной подвески клиньев. После спуска элеватора в крайнее нижнее положение (рис. III.6, в) элеватор разгружается от веса трубы и может быть снят.
При необходимости клинья в слайдере можно перемещать вручную с помощью специального рычажного механизма. Для нормальной работы клиньев в нижней части слайдера имеется центратор со сменными вкладышами, удерживаемыми в корщусе с помощью специального фиксатора.
Для удержания на весу и центрирования колонны обсадных труб во время их спуска в скважину используют слайдер СОТ Ш. В его корпусе размещается четыре клина, управляемых с помощью рукоятки, вращающейся вокруг горизонтальной оси.
Трубные ключи
Для свинчивания и развинчивания бурильных, обсадных, на-сосно-компрессорных труб и штанг при спуско-подъемных операциях используют большое число ключей различных конструкций и размеров. Они подразделяются на ключи для операций, выполняемых вручную, и с использованием механического привода.
Ключ КТГУ (рис. III.7) используется при ручном и механизированном свинчивании и развинчивании труб с помощью механизмов АПР и подобных ему. Он состоит из челюсти и створки, шарнирно соединенных рукояткой. Между челюстью и створкой установлена пружина. Усилия от челюсти и створки передаются к
1 — сухарь, 2 — палец, 3 —створка; 3 Зак. 840
Рис. II 1.7. Ключ КТГУ:
.
4 — пружина; 5— рукоятка, 6—челюсть
65
Рис. III.8. Трубнь
ключ КТД:
1 — малая челюсть, 2
больщая челюсть, 3 — р}
коятка, 4 — пружина, 5
сухарь, 6 — рукоятка
трубе сухарями, расположенными в пазах этих деталей. При надевании ключа на трубу створка поворачивается вокруг пальца и под действием пружины плотно прижимается к грубе. В процессе развинчивания или свинчивания рукоятка поворачивается относительно челюсти и створки и, взаимодействуя с ними профилированной поверхностью, расположенной у основания ручки, обеспечивает увеличение усилия, прижимающего их к трубе. Тем самым предотвращаются скольжения сухарей и проворот ключа относительно трубы. Для съема ключа с трубы к нему необходимо приложить усилие, направленное в обратном направлении.
Для работы с насосно-компрессорными трубами используется ключ КТД (рис. III.8), состоящий из шарнирно соединенных большой и малой челюстей и рукоятки. На оси, соединяющей рукоятку с челюстями, установлена пружина для поджима челюстей к трубе. На малой челюсти установлен сухарь с вогнутой рабочей поверхностью, оснащенной зубьями, которые в процессе работы контактируют с поверхностью трубы.
Ключ при установке его на вертикально расположенную трубу удерживается на ней благодаря пружинам, обеспечивающим захват трубы челюстями. Для каждого диаметра труб применяется специальный типоразмер ключа.
Для работы с механизмами АПР и КМУ применяют трубный КТМ и стопорный КСМ ключи. Ключ КТМ. состоит из шарнирно соединенных челюсти и створки. На челюсти имеется защелка, взаимодействующая с находящимся на створке шипом. Челюсть имеет эксцентричную расточку, по которой перемещается сухарь с криволинейной рабочей поверхностью, оснащенной зубьями. По мере того как увеличивается передаваемый ключом крутящий мо-
66
лент, сухарь, перемещаясь относительно челюсти ключа, все больше заклинивает трубу.
Для снятия ключа с трубы после отвинчивания или завинчивания по защелке ударяют молотком, она отпирается и освобождает ключ.
Ключ КСМ имеет аналогичную конструкцию, но челюсть его не имеет ручки с роликом для передачи усилия, а снабжена перекидным упором.
Штанговые ключи
Свинчивание и развинчивание резьбовых соединений насосных штанг вручную осуществляют с помощью штанговых ключей двух типов — шарнирных и глухих.
Шарнирный ключ состоит из шарнирно соединенных челюстей с прямоугольным зевом и рукоятки, глухой ключ имеет неподвижное соединение челюсти и рукоятки.
При работе ключом штангу захватывают за квадрат и, вращая ее, свинчивают или отвинчивают. При значительных крутящих моментах для страгивания резьбы или ее закрепления целесообразно использовать шарнирный ключ — резко поворачивая рукоятку относительно зева таким образом, чтобы остановка ее сопровождалась ударом, при небольших прикладываемых усилиях можно обеспечить создание большого крутящего момента.
Ключи изготавливаются одинаковыми для штанг всех диаметров и отличаются друг от друга только размерами зева в челюсти ключа.
Безопасный крутящий ключ КШ1\ предназначен для отвинчивания штанг в тех случаях, когда приходится поднимать колонну труб вместе со штангами, например, при заклинивании плунжера скважинного насоса. Отвинчивание колонны штанг в таких случаях сопровождается предварительным упругим закручиванием колонны. Прежде чем начнет развинчиваться резьбовое соединение, расположенное на большой глубине, ключ должен быть повернут на несколько оборотов. Во время развинчивания ключ стремится развернуться в сторону, обратную направлению вращения, и если эту работу проводить обычными ключами, то, вырвавшись из рук и вращаясь, он может травмировать рабочего.
Безопасный ключ состоит из обода, соединенного со ступицей спицами. В ступице располагаются подвижная и неподвижная плашки для захвата штанги во время работы. Для завода штанг внутрь обода в нем имеется прорезь, закрываемая защелкой.
При работе с ключом открывают защелку обода, }станавлива-тот ключ, надвигая зев ступицы на штангу, и винтом зажимают плашками тело штанги. Далее оператор и помощник, стоя друг против друга, вращают ключ за обод, отвинчивая таким образом резьбовое соединение колонны штанг.
3* 67
§ 3. ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ МЕХАНИЗАЦИИ ТЙЖЕЛЫХ РУЧНЫХ ОПЕРАЦИИ
Процессы спуска и подъема штанг и труб наиболее трудоемки в общем комплексе работ, связанных с подземным ремонтом. Для уменьшения их трудоемкости разработан комплекс механизмов, позволяющих проводить спуско-подъемные операции по прогрессивной технологии, исключающей перенос элеваторов вручную от устья скважины к мосткам (или наоборот,), а также механизировать процессы свинчивания или развинчивания.
Впервые эта задача была в комплексе решена Г. В. Молчановым при создании автомата для подземного ремонта скважин, позволившего механизировать и частично автоматизировать наиболее тяжелые ручные операции, сократить время их выполнения. В настоящее время выпускается усовершенствованная конструкция автомата Молчанова — автоматы АПР-2ВБ и АПР-ГП. сочетающие в себе механический неподвижный ключ, автоматический спайдер, центратор и инерционный привод.
Автомат механизирует операции по свинчиванию и развинчиванию, автоматизирует центрирование трубы, захват, удержание на весу и освобождение колонны труб. Он рассчитан на работу совместно с одноштропными элеваторами типа ЭГ, трубным и стопорными ключами КТМ и КСМ и подкладной вилкой.
В комплект автомата входят сменные части, позволяющие применять автомат для всего сортамента НКТ, используемых в нефтяной промышленности.
Автомат АПР-2ВБ (рис. III.9) состоит из следующих узлов: блока автомата, блока электрического инерционного взрыво-безопасного привода с реверсивным взрывобезопасным переключателем, клиновой подвески и центратора.
Блок автомата представляет собой корпус клинового слайдера с червячным редуктором (червячное колесо, червяк) и водилом, передающим вращающее усилие трубному ключу. Редуктор защищен кожухом, образующим масляную ванну. Блок автомата крепится к пьедесталу центратора.
Клиновая подвеска состоит из направляющей с кольцевым основанием, к которому шарнирно подвешены три клина. Клинья для 48, 60 и 73-мм труб сборные и состоят из корпуса клина и сменных плашек, закрепляемых шплинтами. Клинья для 89 и 114-мм труб монолитные. Для передачи усилия от труб к клиновой подвеске применяют подкладную вилку. Ее подкладывают под муфту очередной поднимаемой трубы в момент ее появления над подвеской. При опускании колонны муфта давит на вилку, подвеска утапливается и клинья захватывают трубу. После этого вилку вытаскивают, трубу отвинчивают, а муфту очередной трубы захватывают и поднимают.
Блок центратора для 48, 60, 73 и 89-мм труб состоит из пьедестала, к которому тремя шпильками крепится блок автомата. Внутри центратора фиксатором крепится втулка. Для работ с 114-мм трубами применяют специальный центратор, вкладыш ко-
68 '
Рис. III.9. Автомат АПР-2ВБ:
а — блок автомата, / — корпус;
2 — червячное колесо, 3 — шайба; 4 — клин, 5 — плашка, 6 — водило, 7 — вал выключателя маховика, 8 — электродвигатель, 9 — ось фиксатора балансира, 10 — направление, // — центратор, 12 — горловина корпуса, 13 — фиксатор центратора, б — блок привода; 1 — червяк с подшипниками; 2,
3 — пробки для залива и слива масла в червячном редукторе, 4 — муфта блокировки маховика, 5 —
маховик, в — электродвигатель
торого имеет форму колодки. Центратор автоматически центрирует колонну труб относительно блока автомата при их спуске и подъеме и предотвращает попадание в скважину каких-либо крупных предметов.
Для перемещения клиновой подвески вверх в процессе работы автомата служит балансир с грузом.
Блок электропривода с переключателем состоит из взрывобе-зопасного электродвигателя АСВ-41-4А специального исполнения мощностью 3,5 кВт и инерционного устройства, позволяющего значительно увеличить момент на водиле при отвинчивании труб, a также при завинчивании труб большого диаметра. Инерционное Устройство представляет собой маховик, установленный на валу
69
двигателя. Маховик соединяется с валом муфтой. На приводе смонтировано штепсельное соединение, позволяющее присоединить электродвигатель к реверсивному пускателю. Он специальным кабелем с нефтестойкой изоляцией соединяется с промысловой сетью. Пускатель предназначен для запуска, реверсирования и остановки двигателя. Во время работы автомат крепят двумя болтами к фланцу эксплуатационной колонны.
Для работы на скважинах, оборудованных бесштанговыми электронасосными установками ЭЦН, применяются специальные автоматы АПР, которые позволяют механизировать свинчивание и развинчивание насосно-компрессорных труб с диаметрами от 43 до 114 мм и обеспечивают надевание хомутов для крепления токонесущего кабеля диаметрами от 27,5 до 34,7 мм на колонну труб при спуске, удержание, освобождение и центрирование колонны труб и снятие хомутов при подъеме колонны труб.
Автомат АПР-ГП имеет в отличие от автомата АПР-2ВБ гидравлический объемный привод с питанием от автономной гидравлической станции или от гидравлической системы агрегатов для подземного ремонта скважин; гидропривод обеспечивает стабильность вращающего момента при свинчивании труб, система его регулировки проста. В качестве двигателя используется гидромотор НПА-64, а вращающий момент регулир}ется настройкой предохранительного клапана.
На основе автомата был создан ряд аналогичных по назначению механизмов, отличающихся типом используемых редукторов, кинематической схемой и т. п.
Механический универсальный ключ КМУ предназначен для выполнения тех же операций, что и автомат АПР, но имеет разрезную конструкцию вращателя / и слайдера 4 (рис. II 1.10), что, с одной стороны, упрощает его установку на устье скважины, а с другой — усложняет его эксплуатацию, поскольку условия работы редуктора существенно ухудшаются из-за попадания в него грязи.
Ключ состоит из блока вращателя / с электроприводом 2, спайдера 4 с блоком клиньев и блока управления электроприводом. Полуавтоматический спайдер состоит из резервного корпуса, сменных блоков клиньев для труб диаметром 60, 73 и 89 мм, рукоятки управления и хомута. К корпусу спайдера приварена стойка 3, на которой устанавливается вращатель. Во время работы спайдер закрепляется на устье скважины. Вращатель представляет собой двухступенчатый редуктор, рабочим органом которою является разрезное колесо с установленным на нем водилом. При совмещении прорезей колеса и корпуса ключ может быть надвинут на трубу и установлен в рабочее положение.
Привод ключа электрический, инерционный. Его конструкция предусматривает установку сменных маховиков, что позволяет регулировать максимальный крутящий момент.
При работе с ключом КМУ применяют те же элеваторы и ключи, что и при работе с автоматом АПР.
70
Узел магнитного пускателя
к дВигателю
Рис. ШЛО. Механический универсальный ключ КМУ
Техническая характеристика механических ключей
Марка.............. КМУ 50 АПР-2ВБ АПР-ГП
Максимальная нагрузка на спайдер, кН . . 490 750 750
Максимальный вращающий момент, Н м . 4410 4410 4410
Частота вращения водила, мин"1..... 60 48 5—80
Диаметр насосно-компрессорных труб, мм . 48—89 48—114 48—114
Масса в собранном виде, кг........ 360 275 235
Штанговые механические ключи
Для свинчивания-развинчивания штанг в основном применяют разрезные ключи, ротор которых имеет зев, позволяющий надвигать их на штангу. Во время работы их подвешивают на упругой подвеске или же устанавливают на шарнирной опоре. К. таким конструкциям относятся ключи АШК, АШК-КШЭ
Помимо них применяют механические штанговые ключи неразрезные, выполненные по схеме автомата Молчанова — МШК и
мшкг.
Ключ АШК-М (рис. 111.11) имеет пружинную подвеску Л, компенсирующую вертикальные перемещения при свинчивании-развинчивании штанг Блок ключа состоит из приводного двигателя 1, соединенного муфтой 2 с первичным валом, вращающий Момент от которого передается через шестерни редуктора 5 к зах-
71
Рис. III.11. Ключ АШК-М
ватному органу. Ведущая шестерня фиксируется в корпусе ключа на опорах качения. Захватный орган передает вращающий момент свинчиваемой или развинчиваемой штанге.
Реактивный момент от колонны штанг воспринимается стопорным ключом 4 и передается на корпус ключа, что позволяет устранить возможность поворота его вокруг штанги. Захватный орган и стопорный ключ имеют размеры зевов захватов, соответствую-
72
щие размерам квадратной высаженной части штанги или лысок на муфте штанг.
Имеется модификация ключа, рассчитанная на его шарнирное крепление на устье скважины. В некоторых районах (Краснодарский край) конструкцию ключа изменяют, устанавливая его неподвижно на устье скважины.
Ключи АШК рассчитаны на привод или от промысловой электросети, при этом их оснащают электродвигателем и пусковой аппаратурой, или от гидропривода, в этом случае их подключают к гидравлической схеме агрегата подземного ремонта.
При электрическом приводе используют асинхронные двигатели мощностью 0,8 или 1,0 кВт в защищенном или взрывобезопас-ном исполнении. Реверсивный переключатель управляет электродвигателем. Его можно устанавливать как на грунте (для управления ногой при помощи педали), так и на блоке ключа. Электродвигатель соединен с кабелем через реверсивный пускатель с источником тока.
Техническая характеристика ключа АШК
Диаметр свинчиваемых-развинчиваемых штанг, мм ... . 16, 19, 22,
25 Максимальный вращающий момент на захватном органе
ключа, Н-м.................... 800
Частота вращения захватного органа (при электроприводе), мин"1 ................. . . 80
Масса блока ключа, кг................ 36
Масса комплекта ключа, кг.............. 105
Применение ключа АШК облегчает ручные операции, ускоряет их проведение и обеспечивает стабильность момента крепления резьбового соединения, что способствует сокращению числа аварий со штангами.
Помимо электроприводных ключей АШК выпускаются аналогичные конструкции с гидроприводом для агрегатов подземного ремонта, оснащенных гидросистемой.
§ 4. СТАЦИОНАРНОЕ ОБОРУДОВАНИЕ
При подземных ремонтах используют большое количество тяжелого и крупногабаритного оборудования, не имеющего собственной транспортной базы. При проведении операций оно стационарно устанавливается на площадке у скважины.
Стационарные вышки или мачты используют при текущем и капитальном ремонтах — на них устанавливают кронблок и подвешивают талевую систему для проведения спуско-подъемных операций, к ним также крепят детали и узлы, необходимые для подземного ремонта.
При подземном ремонте можно использовать:
стационарные эксплуатационные вышки, устанавливаемые над скважиной по окончании бурения скважины,— ими оборудованы
73
наиболее старые нефтедобывающие районы, например, Краснодара, Баку.
буровые вышки, оставляемые на время эксплуатации в тех случаях, когда скважина расположена в труднодоступных местах, например, на площадках или эстакадах морских месторождении.
В большинстве случаев при подземном ремонте в настоящее время используют временно устанавливаемые вышки, или мачты, или агрегаты с мачтой, поскольку коэффициент использования стационарных вышек весьма мал —порядка 2—3%. Наиболее рационально проведение подземного ремонта с помощью агрегатов, несущих вышку на себе (они будут рассмотрены в следующем параграфе).
Стационарно или временно устанавливаются башенные вышки и А-образные мачты. Последние легче при той же грузоподъемности и более удобны для размещения на площадке и используемого при подземном ремонте оборудования.
Перед началом эксплуатации вышки или мачты при^_ очередном подземном ремонте ее следует тщательно осмотреть, обратив особое внимание на прямолинейность элементов, состояние сварных швов, балконов, лестниц, ограждений и оттяжек, затяжку болтовых соединений. Фундамент опор вышки или мачты не должен иметь трещин или коррозии. Все выявленные дефекты следует устранить до начала эксплуатации сооружения.
Для укладки труб и штанг, а также друюго длинномерного внутрискважинного оборудования при проведении спуско-подъем ных операций у вышки или мачты сооружают приемные мостки t стеллажи. Мостки могут быть стационарными, транспортироваться на полозьях с помощью тракторов, либо устанавливаться на колес ном прицепе и т. п.
Вышка (рис. III.12) оснащается талевой системой для передачи усилия от ходового конца каната, наматываемою на барабан лебедки, к крюку. Она позволяет увеличить усилие на крюке в несколько раз в соответствии с кратностью оснастки •—по сравнению с усилием, развиваемым на ходовом конце каната. Одновременно с этим во столько же раз уменьшается скорость перемещения крюка. Талевая система состоит из кронблока, неподвижно устанавливаемого на верхней площадке вышки, подвешенного на канатах талевого блока с крюком и направляющего ролика, через который перебрасывают ходовой конец каната и служащего дл, направления каната на барабан лебедки.
В настоящее время выпускают кронблоки и талевые блоки линейным расположением шкивов шести типоразмеров в двух исполнениях. Их основные детали унифицированы между собой. 1 рУ' зоподъемность их составляет от 12,5 до 125 т.
Крюки, комплектующие талевые системы, изготавливают одно рогими и трехрогими, все они подпружинены и снабжены подши никами, обеспечивающими их вращение вокруг вертикальной ос Грузоподъемности крюков соответствуют аналогичным характер стикам талевых блоков.
74
Рис. III.12. Размещение оборудования при использовании стационарной вышки:
/ — подъемная лебедка, 2 — канат, 3 — направляющий ролик, 4 — колонна труб, 5 — двухштропный элеватор, 6 — штропы, 7 — крюк, 8 — талевый блок; 9 — вышка, 10 — кронблок, // — мостки, 12 — упор для трактора
Неисправность талевой системы или плохой уход за ней могут привести к серьезным авариям и несчастным случаям. Перед началом эксплуатации талевой системы необходимо проверить степень износа канавок канатных шкивов и легкость их вращения, надежность крепления всех узлов и кронблока к элементам вышки, наличие смазки в подшипниках и шарнирах, плавность поворота ствола крюка и работу его защелки. Одновременно при наружном осмотре необходимо убедиться в отсутствии трещин, вмятин и каких-либо других дефектов в деталях талевой системы. Необходимо своевременно смазывать детали пар трения талевой системы в соответствии с картой смазки.
Ротор при капитальном ремонте скважин предназначен для вращения колонны труб и удержания ее на весу. В капитальном ремонте применяют роторы, конструкции которых аналогичны конструкциям буровых роторов.
Например, ротор Р-360 включает стол, опирающийся на сферический роликовый подшипник, герметичный корпус, в котором располагается коническая передача, передающая вращение от веду-Щего вала к столу, фиксатор, позволяющий устанавливать стол неподвижно.
Привод ротора может осуществляться посредством цепной передачи, карданного вала или гидравлического привода, при этом
75
гидравлический мотор устанавливают непосредственно на роторе. В зависимости от его марки мощность, передаваемая на колонну труб, изменяется в пределах 100—300 кВт.
Перед пуском ротора в работу необходимо убедиться в правильности его монтажа, надежности крепления, исправности зубчатой передачи и подшипников, исправности заделок крепления вкладышей. В процессе работы необходимо поддерживать необходимый уровень масла и своевременно заменять ею, следить за температурой нагрева подшипников и исправностью стопорного устройства.
Вертлюг служит для соединения промывочного шланга, по которому от насосного агрегата подают технологическую жидкость, с ведущей трубой колонны бурильных труб. В подземном ремонте применяют вертлюги двух видов — промывочные ВП и эксплуатационные ВЭ.
Промывочный вертлюг подвешивают к элеватору таким образом, чтобы нагрузка, приложенная к нему, от труб передавалась на элеватор через сквозной ствол вертлюга, минуя его корпус, нагруженный только внутренним давлением закачиваемой жидкости. Зазоры между корпусом и стволом вертлюга герметизируют специальными уплотнениями.
Эксплуатационный вертлюг по своей конструкции аналогичен вертлюгам буровых установок; он состоит из двух основных частей: неподвижной, включающей в себя корпус, крышку, серьгу и отвод трубы, и подвижной — ствол вертлюга, установленный на двух радиальных и одном упорном подшипниках. Вертлюг подвешивают за серьгу к крюку талевой системы, а его ствол соединяют с ведущей трубой посредством резьбового соединения.
Перед соединением вертлюга с ведущей трубой следует проверить: плавность вращения ствола, надежность крепления его деталей, уровень масла, состояние уплотнений, штропа, пальцев корпуса вертлюга и отсутствие на них трещин.
В процессе эксплуатации особое внимание следует уделять температуре нагрева подшипников и степени затяжки уплотнения — при необходимости его следует отрегулировать.
Смазывают вертлюг в соответствии с картой смазки в установленные сроки.
Промывочный шланг служит для соединения вертлюга со стояком, через который поступает промывочная жидкость. В ряде случаев его соединяют с горизонтальной частью нагнетательного ма-нифольда, а среднюю часть с помощью хомута подвешивают к вышке или мачте. Длина промывочных шлангов составляет 18 м, а внутренний диаметр изменяется от 38 до 90 мм. Концы шланга привулканизированы к штуцерам и надежно соединены с ними.
В процессе эксплуатации шланг должен быть обернут по спирали тросиком, исключающим самопроизвольное перемещение концов шланга в случае-его разрушения.
§ 5. АГРЕГАТЫ ДЛЯ РЕМОНТА НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН
Для подземного ремонта скважин, не оборудованных стационарными вышками, применяют подъемные установки — агрегаты, представляющие собой смонтированные на транспортной базе лебедку, вышку с талевой системой и прочим оборудованием и инструментом. С их помощью при подземном ремонте на скважинах проводят операции, связанные со спуском или подъемом внутри-скважинного эксплуатационного оборудования, а также оборудования различного рода, используемого при проведении технологических операций. Когда скважина оборудована стационарной вышкой, применяют подъемные лебедки, смонтированные на транспортной базе.
Применяемые при подземном ремонте агрегаты подразделяют на агрегаты, предназначенные для текущего и капитального ремонтов. Последние обладают более высокой грузоподъемностью и помимо оборудования, предназначенного для текущего ремонта могут быть оборудованы также промывочным насосом, ротором, вертлюгом и другими устройствами для вращения колонны.
Лебедки подъемные
Эта группа агрегатов предназначена для приведения в действие талевой системы при спуско-подъемных операциях и в ряде случаев привода ротора во время работ по освоению, текущему и капитальному ремонтах скважин, оборудованных стационарными вышками.
Агрегат Азинмаш-43П (подъемник) представляет собой модификацию подъемной установки Азинмаш-43А. Это самоходная установка, в качестве транспортной базы которой используют гусеничный трактор Т-100МЗ или трактор-болотоход Т-ЮОМЗБГС, на котором смонтирована однобарабанная лебедка с коробкой передач. Вместимость барабана лебедки позволяет либо обеспечивать перемещение крюка талевой системы в пределах высоты вышки, либо наматывать тартальный канат длиной до 2300 м при диаметре 13 мм. Максимальное тяговое усилие каната 75 кН при скорости набегания его на барабан 0,88 м/с.
Подъемник имеет также цепное колесо для привода ротора, безопасную спиральную катушку и шкив под клиновой ремень привода катушки с тартальным канатом.
Привод оборудования подъемника — от тягового двигателя трактора Д-108 мощностью 80 кВт. Управление агрегата электропневматическое, переключение скоростей электромеханическое. Все органы управления сосредоточены в кабине машиниста.
При работе в ночное время подъемник обеспечивает освещение рабочей площадки двумя поворотными фарами, а освещение лебедки и кабины водителя — специальными светильниками.
В процессе работы лебедки (рис. III.13) вращающий момент,
77
Рис. III.13. Кинематическая схема агрегата Азинмаш-43П:
/ — ведущий вал, 2 — реверсивный редуктор; 3 — коробка передач; 4 — барабан лебедки; 5 — коробка скоростей трактора
развиваемый двигателем, передается валом коробки отбора мощности от коробки скоростей к реверсивному редактору, служащему для оперативного изменения направления вращения барабана лебедки, т. е. направления движения крюка талевой системы или тартального каната.
Реверсивный редуктор включает три конические шестерни, находящиеся в постоянном зацеплении и соединяемые с ведомым валом при помощи кулачковых муфт. На его ведущем валу установлены ведущие шестерни коробки передач, находящиеся в постоянном зацеплении с шестернями промежуточного вала. Эти шестерни соединены с валом также с помощью кулачковых муфт. Аналогичным образом промежуточный вал кинематически связан с ведомым двумя парами шестерен и кулачковыми муфтами.
Ведомый вал соединен зубчатой передачей с валом, на котором установлен барабан лебедки. Для передачи крутящего момента от вала к барабану служит муфта сцепления с пневматическим управлением, расположенная внутри тормозного шкива барабана. Для торможения барабана служат две тормозные ленты, охватывающие тормозной шкив.
Коробка передач служит для более полного использования мощности двигателя и позволяет по мере уменьшения нагрузки на крюк талевой системы в процессе подъема колонны труб увеличивать скорость их подъема.
Лебедка ЛПТ-8, смонтированная на тракторе Т-130 (рис. III.14), снабжена безопасной катушкой и механизмом привода ротора. Привод агрегата от ходового двигателя. От Азин-маш-43П она отличается компоновкой: для облегчения доступа к
78
10
Рис. 111.14. Лебедка подъемная ЛПТ-8:
/ — рама 2— топливный бак, 3 — воздушные баллоны, 4 — компрессор, 5 — пульт управления 6 — лебедка 7 — карданный вал, 8 — консольная рама; 9 — коробка передач, 10 — безопасная катушка, //— механизм привода ротора, 12 — съемная лестница, 13 — откидные 'винтовые упоры
ее основным узлам, прицепному устройству трактора, узлам его ходовой части коробка передач вынесена и размещена на задней стенке станины лебедки.
Внутри кабины трактора у передней стенки располагается управление ходовой частью, а у задней — пульт и рычаги управления механизмами подъемника.
Кинематическая схема подъемника ЛПТ-8 (рис. III.15) включает коробку отбора мощности трактора, коробку передач лебедки, барабана лебедки и приводы безопасной катушки и ротора. Крутящий момент от коробки отбора мощности передается карданным валом к ведущему валу коробки скоростей Коробка передач трехвальная, скорости переключают введениехм в зацепление необходимыми муфтами. Ведомый вал коробки скоростей конической передачей соединен с ведущим валом лебедки. От него с помощью зубчатой передачи крутящий момент передается ведомому валу, жестко соединенному с барабаном лебедки. Барабан лебедки отключают с помощью фрикциона, расположенного на ведущем валу лебедки.
/ г
5 В
Рис. И1.15. Кинематическая схема подъемника ЛПТ-8
' — компрессор, 2 — гидравлический двигатель, 3— двигатель, 4 — коробка отбора мощности 5 — ограничитель подъема талевого блока, 6 —лебедка, 7— коробка передач
79
Ведущий вал лебедки с помощью кулачковой муфты может быть соединен через редуктор с безопасной катушкой.
Тормоз лебедки однобарабанный. В лебедку встроен механизм противозатаскивателя, обеспечивающий остановку крюкоблока при достижении им крайнего верхнего положения. После оснастки талевой системы гайку устанавливают на винте таким образом, чтобы при подходе крюкоблока к крайнему верхнему положению давался сигнал на выключение лебедки.
Безопасная катушка включается и выключается кулачковой муфтой, муфта сцепления барабана лебедки при этом выключена, а сам барабан заторможен.
Лебедка ЛПР-10Э предназначена для ведения работ на скважинах, расположенных на эстакадах или отдаленных морских основаниях. Все узлы лебедки смонтированы на неподвижной раме — два электродвигателя, соединенные со спаривающим их редуктором шинно-пневматическими муфтами, четырехскоростная коробка передач, барабан лебедки, кабина управления, шкафы с электрооборудованием. Помимо этого имеется гидравлическая станция, обеспечивающая работу гидрофицированных узлов: гидроприводной лебедки, предназначенной для механизации вспомогательных работ, автомата АПР-ГП с гидроприводом для свинчивания-развинчивания колонны насосно-компрессорных труб, гид-рйвлического подвесного ключа КГП для бурильных труб с гидравлическим раскрепителем.
Установки подъемные
Эти установки (агрегаты) помимо лебедки и дополнительного оборудования и инструмента снабжены вышкой, которая во время транспортировки укладывается в горизонтальное положение, а при работе на скважине переводится в наклонное с незначительным отклонением от вертикали. В рабочем положении вышка установки расчаливается.
Наиболее широко используются агрегат Азинмаш-37А, смонтированный на шасси грузового автомобиля высокой проходимости, и его тракторная модификация Азинмаш-43А, смонтированный на тракторе. Ряд основных узлов и деталей этих установок унифицирован— вышка, талевая система и т. п., аналогичны и их характеристики. Привод установок осуществляется от тяговых двигателей. Обе установки комплектуются автоматами АПР для свинчивания и развинчивания труб и ключом АШК для работ со штангами.
Помимо этих установок на промыслах используют агрегат «Ба-кинец-ЗМ» УПТ-32, УПА-32 и др.
Установки, смонтированные на тракторах, предназначены прг' жде всего для обслуживания скважин, расположенных на сильно пересеченной, заболоченной местности, площадках морских эстакад и в местах, где подъезд к скважине и маневрирование около
При использовании устано-В0к, смонтированных на гусе-личном ходу, на промыслах с хорошей сетью дорог и большими расстояниями между скважинами неизбежны значительные потери времени, зачастую соизмеримые со временем проведения подземного ремонта. Поэтому в таких районах предпочтительнее использование установок, смонтированных на автомашинах.
Установка Азинмаш-37А (рис. III.16) включает в себя следующие основные узлы: механизм отбора мощности, коробку перемены передач, однобарабанную лебедку, вышку с талевой системой, переднюю и заднюю опоры вышки, кабину машиниста.
Установка снабжена двухсекционной телескопической вышкой, которая в рабочем положении имеет расстояние от уровня площадки, на которой располагается агрегат, до оси кронблока 18 м и позволяет поднимать трубы с максимальной длиной до 12,5 м. Подъем (спуск) телескопической вышки из транспортного положения в рабочее осуществляется с помощью гидравлических цилиндров, а выдвижение секции вышки роприводной лебедкой.
Оснастка талевой системы четырехструнная 3x2, обеспечивает максимальную грузоподъемность на крюке 32 т при включенной первой скорости коробки передач.
Кинематическая схема (рис. III.17) включает в себя коробку Отбора мощности, смонтированную на коробке скоростей тягового Двигателя автомобиля и соединенную карданным валом с коробкой скоростей лебедки. Она имеет три скорости, на которых производится подъем крюка талевой системы, и одну — для его спуска. Шестерни коробки скоростей находятся в постоянном зацеп-лении, переключение обеспечивается включением муфт, располо-енных на ведомом валу.
Промежуточный вал лебедки соединен муфтой сцепления с на-
81
Рис. 111.16. Агрегат Азинмаш-37А:
1 — передняя опора; 2 — трансмиссия с коробкой передач; 3 — кабина оператора; 4 — лебедка; 5 — гидроцилиндр подъема вышки; S — задняя опора; 7— талевая система; 8 — вышка
• специальной гид-
Рис. III.17. Кинематическая схема агрегата Азин-маш-37А:
/ — коробка отбора мощности, 2 — коробка скоростей, 3 — конический редуктор 4 — приводной вал, 5 — вал барабана лебедки, 6 — кронблок, 7 — талевый блок, 8 — трубный ключ, 9 — привод лебедки выдвижения вышки, 10 — двигатель автомобиля
сосом гидравлической системы, обеспечивающей привод трубного ключа или привод вспомогательной лебедки, служащей для выдвижения секции вышки.
Установка Аз инм а ш-4 3 А (рис. III.18) включает в себя следующие основные узлы: механизм отбора мощности и коробку перемены передач, выполненные заодно и установленные у задней стенки кабины трактора, однобарабанную лебедку, механизмы управления, размещенные в кабине тракториста. Перед двигателем трактора на специальной консоли располагается привод насосов гидравлической системы агрегата — редуктор и муфта сцепления. Вышка и талевая система аналогичны описанным выше, входящим в состав установки Азинмаш-37А. Коробка скоростей агрегата четырехскоростная, на первой скорости обеспечивает максимальное усилие на крюке 28 т.
Хорошая устойчивость установки позволяет ремонтировать неглубокие скважины при отсутствии ветра без использования оттяжек— это сокращает время подготовительно-заключительных операций.
Установка «Б а кинец-ЗМ», смонтированная на гусеничном тракторе Т-100МЗ, включает коробку перемены передач, однобарабанную лебедку, телескопическую вышку с талевой системой, систему управления агрегатом и укомплектована ключами для свинчивания и развинчивания труб и штанг.
Общая компоновка установки соответствует компоновке Азин-маш-43А, но конструктивное исполнение основных узлов различно: так, например, в «Бакинец-ЗМ» подъем вышки из транспортного положения в рабочее осуществляется с помощью кулисного механизма. Талевая система имеет оснастку 4X3 и позволяет поднимать трубы с максимальной длиной 12 м. Максимальная грузоподъемность при шестиструнной оснастке 32 т, при семиструнной—37 т.
Привод установки осуществляется от ходового двигателя •—-четырехцилиндрового дизеля мощностью 79 кВт, коробка перемены передач лебедки четырехскоростная.
Помимо перечисленных в настоящее время начат серийный выпуск подъемных тракторных установок УПТ1-50. Она состоит из следующих основных узлов: коробки передач, однобара-банной лебедки, вышки с талевой системой и опорами, гидравлической, пневматической и электрической систем управления, узла привода ротора и других вспомогательных механизмов. Эти узлы смонтированы на базе трактора Т-1301-Г-1.
При установке и снятии вышки управление осуществляется с Ручного выносного пульта, а при спуско-подъемных операциях — Из кабины водителя.
Общая компоновка основных узлов установки соответствует
компоновке агрегата Азинмаш-43А. Агрегат УПТ1-50 характери-
Уется более высокими основными параметрами, в частности: вы-
ота от земли до оси кронблока 19 м, грузоподъемность 50 т и т. д.
Самоходная подъемная установка А-50У пред-
8$
Рис. 111.18 Агрегат Азинмаш-43А-
/ — передняя опора 2 — коробка перемены передач
3 — лебедка 4 — гидроцилиндр подъема вышки, 5 —
задняя опора, в — талевая система, 7 — вышка
Рис. 111.19. Агрегат А-50У
/ — компрессор 2 — трансмиссия 3 — гидроцилиндр
подъема вышки 4 — талевая система 5 — лебедка
6 — вышка 7 — пульт управления 8 — ротор
назначена для освоения скважин, текущего и капитально^ ремон. тов С ее помощью можно выполнять следующие операц^ СПУск и подъем насосно-компрессорных и бурильных тр} б, тарт^ ^ буривание цементных пробок в трубах диаметром 146— jgg 'M промывкой скважины, установку фонтанной арматуры, ^ИКвида. цию аварий и т п
Установка (рис III 19) смонтирована на шасси авт0мобиля КрАЗ-257, в качестве привода используется ходовой четЬ1рехтакт. ный восьмицилиндровый двигатель с V-образным Распо^ожением Цилиндров мощностью 176 кВт.
Основные узлы установки- двухсекционная телескОг!Ическая вышка, обеспечивающая подъем труб с максимальной ДЛ^0д 15 M Оснастка талевой системы шестиструйная (3x4), макСИ]Мальное Усилие на крюке 500 кН На вышке установлен ограничите^ полъ. ема талевого блока Подъем вышки из транспортного по^ожения в рабочее осуществляется двумя гидравлическими Цилиндрами в Рабочем положении вышка расчаливается шестью канат^ми
Лебедка установки двухбарабанная с канатоукладчико^ пои-водом через четырехскоростную коробку перемены пере v.ja одном барабане лебедки намотан канат для оснастки та^6во« сис_ темы при буровых работах, на втором — тартапьный
. симальная сила натяжения талевого каната — 1000 кН, тар)Тально_
Установка укомплектована гидроприводным ротором, диаметр проходного отверстия которого 142 мм, максимальная нагрузка на стол до 300 кН.
Насосный блок установки включает в себя насос 9МГр, который обеспечивает максимальную подачу жидкости 9,95 л/с, наибольшее давление 16 МПа.
Помимо этого на установке смонтирован компрессор.
Управление установкой при подземных ремонтах осуществляется с открытого пульта, расположенного у задней опоры вышки слева по ходу автомобиля. Специальная кабина для машиниста отсутствует; во время работы он находится в непосредственной близости от устья скважины, что улучшает обзорность, упрощает общение с остальными членами бригады.
Управление установкой электропневматическое.
Комплекс оборудования КОРО1-80 предназначен для освоения и капитального ремонта скважин глубиной до 5000 м. С его помощью можно осуществлять спуско-подъемные операции с насосно-компрессорными и бурильными трубами, разбуривание цементных мостов, ловильные работы, фрезерование, нагнетание в скважину различных технологических жидкостей, исследование скважин.
Комплекс состоит из трех блоков: самоходной подъемной установки УПА-80, смонтированной на четырехосном автомобиле высокой проходимости МАЗ-537, насосного блока Б1Ш-15Гр, смонтированного на двухосном прицепе МАЗ-8926, передвижных мостков МПП-80 с рабочей площадкой и инструментальной тележкой, смонтированных на пневмоколесном ходу. В комплекс входит также малогабаритный ротор Р-360, вертлюг, ключи для работы с насосно-компрессорными и бурильными трубами.
Подъемная установка УПА-80 включает однобара-банную лебедку с механическим и электромагнитным тормозом, телескопическую вышку с талевой системой, имеющей оснастку 4X5 и обеспечивающей максимальную грузоподъемность на крюке 80 т.
Наибольшая длина поднимаемой свечи—19 м. В рабочем положении вышка расчаливается четырьмя оттяжками.
Привод лебедки и других агрегатов осуществляется от автомобильного двигателя мощностью 386 кВт. Управление всеми агрегатами сосредоточено в кабине машиниста, расположенной у лебедки.
Насосный блок БНП-15 Гр включает в себя поршневой насос 15 Г<р с манифольдом и две мерные емкости. Привод насоса осуществляется от трансмиссионного вала лебедки с помощью специального карданного вала. Максимальная мощность, потребляемая насосом, составляет 169 кВт, наибольшие развиваемое давление 40 МПа, подача жидкости 16 л/с.
Передвижные приемные мостки представляют собой колесный прицеп, при установке которого в рабочее положение колеса убираются, а мостки своими полозьями упираются в грунт. На мостки
86
можно укладывать трубы длиной до 16 м, вместимость мостков лри работе с 73-мм НКТ составляет 4500 м.
Общая масса комплекта оборудования КОРО-80 составляет 69 т.
При эксплуатации агрегатов подземного ремонта скважин следует обращать внимание на правильность установки агрегата относительно усгья скважины, правильность оснастки и работы талевой системы, техническое состояние основных узлов.
Правильность установки агрегата проверяют подъемом ненагруженного талевого блока на полную высоту вышки, одновременно контролируют работу талевой системы — ходовой конец должен быть пропущен через оттяжной ролик, а на барабане лебедки должно быть не менее восьми-девяти нерабочих витков каната. В процессе подъема крюка навивка каната на барабан лебедки должна быть плотной и ровной.
При эксплуатации агрегата каждый раз перед началом работ необходимо проверять состояние его основных узлов, их крепление, регулировку и степень износа. Последнее относится прежде всего к фрикционным муфтам и тормозным устройствам агрегата. По мере износа фрикционных накладок следует производить регулировку этих узлов. Кроме того, в соответствии с инструкцией по эксплуатации установок производится профилактическое обслуживание их агрегатов и узлов.
§ 6. АГРЕГАТЫ ДЛЯ ГИДРОРАЗРЫВА, ГИДРОПЕСКОСТРУЙНОЙ ПЕРФОРАЦИИ И СОЛЯНОКИСЛОТНОЙ ОБРАБОТКИ
Работы, связанные с воздействием на призабойную зону пласта, промывкой скважин и т. п., предполагают закачку в определенном порядке технологических жидкостей (водоцементной смеси, воды или нефти, раствора кислоты) под большим давлением со значительным расходом. Для этих целей применяются насосные агрегаты и стационарные насосы.
Агрегат Азинмаш-32М предназначен в основном для нагнетания воды или нефти в скважину при промывке ее от песчаных пробок, а также различного рода промывочно-задавочных операциях.
Оборудование агрегата смонтировано на гусеничном тракторе Т-100М и включает узел отбора мощности, коробку передач, цепную передачу, насос 1НП-160, манифольд и механизмы управления.
Узел отбора мощности предназначен для передачи крутящего момента от вала коробки отбора мощности трактора к первичному валу коробки передач 4КП. В узел входит вал с соединительной муфтой и карданным валом.
Коробка передач четырехскоростная, состоит из первичного, промежуточного и выходного валов, на которых установлены прямозубые шестерни. Перемена передач осуществляется перемещением муфт, находящихся на выходном валу. Валы установлены на
87
конических подшипниках, шестерни и подшипники смазываются разбрызгиванием из общей масляной ванны. Коробка передач обеспечивает следующие передаточные числа: 3,71; 2,54; 1,67; 1,1.
Крутящий момент от коробки передач к насосу передается с помощью цепной передачи, звездочки которой установлены на ведомом валу коробки и трансмиссионном валу насоса. Передаточное отношение—1,28. Цепная передача находится в герметическом кожухе, нижняя часть которого выполняет функции картера.
Насос 1НП-160 трехплунжерный, горизонтальный, одинарного действия. Его конструкция в общих чертах схожа с конструкцией насоса 4Р-700 и отличается только нижним расположением трансмиссионного вала. Клапаны насоса тарельчатые, плунжеры хромированные, диаметр и ход равны 130 мм.
Подача насоса и давления, соответствующие им, развиваемые агрегатом при частоте вращения коленчатого вала двигателя 850 мин"1, приведены ниже.
Скорость................. I II III IV
Число двойных ходов, мин"1....... 37,7 58 88,2 134
Подача насоса, л/с............ 3,16 4,61 7,01 10,15
Давление, МПа.............. 16 10,9 7,2 4,3
Агрегат снабжен приемным рукавом из прорезиненной ткани, соединенным с приемным коллектором насоса. Напорная линия включает в себя пробковый и контрольный краны, трубопровод с быстросборными соединениями. Напорная линия соединена с воздушным колпаком, снабжена предохранительным клапаном. Давление в ней контролируется манометром.
Дальнейшим совершенствованием агрегата является установка промывочная УН1Т-100х200 (рис. 111.20), отличающаяся от агрегата Азинмаш-32М более высокими давлениями и подачами насоса, возможностью применения его при низких температурах окружающего воздуха за счет обогрева гидравлической части насоса выхлопными газами двигателя.
Установка смонтирована на тракторе Т-130, привод насоса осуществляется от тягового двигателя дизеля Д-130 при частоте вращения вала 1070 мин"1. В ней используется трехплунжерный насос с горизонтальным расположением цилиндров одинарного действия НП-100ХЛ1. Диаметр плунжеров и длина их хода—125 мм, наибольшее число двойных ходов в минуту—168.
Привод насоса осуществляется посредством коробки отбора мощности, карданного вала, коробки передач и цепного редуктора. Передаточные числа коробки: 3,71; 2,54; 1,67; 1,10; цепной передачи—1,28; зубчатой передачи насоса—4,5. Двигателем и трансмиссией управляют из кабины водителя. Установка укомплектована всасывающим, нагнетательным и вспомогательным трубопроводами.
Агрегат Азинмаш-35 предназначен для промывки песчаных пробок, а также для нагнетания жидкости в скважину при промывочных работах во время подземного ремонта скважин. Аг-
88
Рис. 111.20. Установка промывочная УН1Т-100Х200:
J — вспомогательный трубопровод, 2 —кабина трактора; 3 — насос НП-100ХЛ1; 4 —
фольд, 5 — трансмиссия
мани-
регат выпускают в двух модификациях, обозначенных соответственно Азинмаш-35А и 35Б. Последняя отличается тем, что на ней устанавливают мерный бак вместимостью 3 м3, а приемная линия позволяет закачивать жидкость как из мерного бака установки, так и из других источников.
Агрегат смонтирован на шасси автомобиля ЗИЛ-130 и включает в себя насос, трансмиссию, мерный бак и манифольд. В агрегате используется трехплунжерный насос с горизонтальным расположением цилиндров одинарного действия ГНП-160. Он унифицирован с насосом 2НП-160 и отличается от него большим числом двойных ходов, конструкцией всасывающих, нагнетательных клапанов и приемным коллектором.
Привод насоса осуществляется от тягового двигателя автомобиля мощностью НО кВт при 2500 мин"1 через коробку отбора мощности, первичный вал которой приводится в действие карданным валом, связанным с вторичным валом коробки передач автомобиля. Подачу насоса изменяют переключением скоростей коробки передач автомобиля. Первую скорость при этом не используют. Агрегатом Азинмаш-35Б управляют либо с пульта управления, размещенного на платформе, либо с пульта, находящегося в кабине водителя; агрегатом Азинмаш-35А — только из кабины водителя.
Нагнетательный трубопровод манифольда имеет диаметр 50мм, приемный—100мм. Напорная линия снабжена угловым рабочим и контрольными кранами, манометром, предохранительным кла^-паном. Напорный патрубок насоса соединяется с напорной линией при помощи гибких металлических сочленений.
89
Рис. 111.21. Установка насосная УН1-630Х700А:
1 — шасси автомобиля КрАЗ-257; 2 — пост управления, 3 — силовой агрегат 4 — коробка передач ЗКПМ, 5 — зубчатая муфта, 6 — насос 4Р-700, 7 — напорный трубопровод 8 —
вспомогательный трубопровод
Скорость................. II Ц! IV V
Число двойных ходов, мин"1....... 50,2 89,5 140 206
Подача, л/с............... 4,32 7,73 12,05 17,75
Давление, МПа ............. 16—20 11 7 4,7
Агрегат УН1-630Х700А (4АН-700) (рис. 111.21) предназначен для нагнетания жидкости в скважину при гидроразрыве пласта. Он смонтирован на грузовом автомобиле КрЛЗ-257 и состоит из следующего оборудования: силовой установки, коробки передач, насоса 4Р-700, манифольда и систем управления. На раме автомобиля они размещены следующим образом: непосредственно за кабиной водителя находится силовая установка агрегата — V-образ-ный двенадцатицилиндровый четырехтактный дизель с непосредственным впрыском топлива и наддувом воздуха. Вал двигателя посредством многодисковой фрикционной муфты соединен с коробкой скоростей. Для компенсации несоосности этих узлов используют компенсационную муфту. Коробка скоростей обеспечивает четыре частоты вращения коренного вала насоса, что позволяет при использовании плунжеров диаметром 100 или 120 мм получить восемь ступеней подачи насоса.
90
Рис. 111.22. Пескосмесительный агрегат 4ПА:
1 — кабина транспортной базы с пультом управления, 2 — аккумулятор, 3 — смесительный
горшок, 4 — регулятор подачи сыпучего материала, 5 — бункер, 6 — рабочий шнек, 7 —
загрузочный шнек, * — пневмовибратор, 9 — рама автомобиля
Скорость................. I II III IV
Число двойных ходов, мин"1....... 80 109 153 192
Подача насоса, л/с............ 6,3/9 f8,5/12,3 12/17,3 15/22
Давление, МПа.............. 70/51 54/37,5 38/26,6 30/21
Примечание В числителе указаны значения, соответствующие плунжеру диаметром 100 мм, в знаменателе— 120 мм.
Коробка скоростей агрегата соединена компенсационной муфтой с трансмиссионным валом насоса.
Манифольд агрегата состоит из приемной и нагнетательной линий. Приемный трубопровод оборудован трехходовым пробковым краном, позволяющим соединять насос с двумя источниками. На нагнетательном трубопроводе установлен манометр с разделителем и предохранительный клапан. В транспортном положении части разобранного трубопровода устанавливаются на стеллаж.
Пост управления агрегатом расположен в кабине водителя автомобиля, где размещены педали управления топливным насосом и фрикционом двигателя, управления коробкой передач, контрольно-измерительная аппаратура.
Для приготовления водопесчаных смесей цементного раствора, подачи их на прием насосных установок, транспортировки сухого песка и цемента используют пескосмесительные установки. В настоящее время на промыслах эксплуатируют ai регаты 4ПА и освоен выпуск УСП-50.
Пескосмесительный агрегат 4ПА (рис. III.22) смонтирован на раме автомобиля КрАЗ-257 и состоит из пультт Управления, аккумулятора, смесительного горшка, регулятора по-Дачи сыпучего материала, бункера, разделенного перегородкой на Две секции для песка двух различных фракций, рабочего и загрузочного шнеков, пневмовибраторов, масляного и пескового насосов,
91
регулятора уровня смеси в аккумуляторе, раздаточного и приемного коллекторов.
Бункер для сыпучего материала имеет два отсека, что позволяет приготавливать, например, водопесчаную смесь с песком различного фракционного состава.
В качестве приводного используют ходовой двигатель автомобиля, привод шнеков и мешалки гидравлический.
Конструкция агрегата предусматривает вакуумно-гидравличе-ский и механический либо комбинированный способы приготовления смеси. В последнем случае жидкость для приготовления смеси под давлением 1 МПа направляется в смесительный горшок, куда из бункера подается цемент или песок. Сыпучий материал подается шнеком через регулятор выдачи. В смесительном горшке компоненты смешиваются вакуумно-гидравлическим способом, после чего смесь направляется в аккумулятор, где постоянство концентрации смеси поддерживается лопастной мешалкой.
Из аккумулятора раствор забирается либо Песковым насосом 5ПС-10, либо насосным агрегатом. Бункер загружается песком при помощи загрузочного шнека либо заполнением через верхний люк. В процессе работы агрегата бункер пополняется песком без прекращения приготовления смеси. Механизмами агрегата управляют из кабины водителя.
Техническая характеристика
4 ПА УСП-50
Масса транспортируемого песка, т........ 9
Максимальная подача шнеков, т/ч:
рабочего.................. 50
загрузочного............... 15 25
Вместимость, м3:
бункера.................. 6,5 6,8
смесителя ................. 1
Давление, развиваемое Песковым насосом, МПа . 0,22
Установка насосная УНЦ1-160Х500К (Азин-маш-30) предназначена для транспортирования и нагнетания в скважину жидкостей при кислотной обработке призабойной зоны скважины. Она смонтирована на шасси грузового автомобиля КрАЗ-257 и включает в себя трехплунжерный насос, гуммированную резиной цистерну, разделенную на два отсека вместимостью 6 м3. Кроме этого, на прицепе агрегата располагается дополнительная цистерна вместимостью 7 м3.
Насос создает давление до 50 МПа при пода«е 2,5 л/с. Привод насоса осуществляется от тягового двигателя через, коробку отбора мощности и редуктор. На прием насоса жидкость поступает из любой секции или же из расположенной вне агрегата емкости, что обеспечивается конструкцией приемного коллектора, обвязывающего отсеки цистерны и приемный патрубок. Напорный трубопровод насоса оборудован двумя пробковыми кранами, один из которых предназначен для снижения давления. Второй кран и
92
дохранительный клапан со срезным стержнем расположены на рабочей линии.
Блок манифольда 1БМ-700 предназначен для обвязки насосных установок между собой и с устьевым оборудованием при нагнетании жидкости в скважину. Все оборудование смонтировано на шасси автомобиля и включает напорный и приемно-раз-даточный коллекторы, комплект труб с шарнирными соединениями, для всасывающих и нагнетательных линий, подъемную стрелу.
Напорный коллектор представляет собой кованую коробку с шестью отводами для соединения с насосными ai регатами. В коробке имеется шесть обратных клапанов для закрывания отводов, при снижении давления в напорной линии присоединенных к ним какого-либо насосного агрегата. С одной стороны к коробке присоединен проходной кран, с другой — центральная труба, заканчивающаяся тройником с предохранительным клапаном и двумя патрубками с пробковыми кранами и накидными гайками для присоединения напорных трубопроводов, с помощью которых ма-нифольд соединяется с арматурой устья скважины.
Приемно-раздаточный коллектор для подачи рабочей жидкости к насосным установкам представляет собой трубу с десятью» приваренными ниппелями, к каждому из которых присоединен-пробковый кран.
На платформе автомобиля имеется площадка для перевозки устьевой арматуры, погрузка и разгрузка которой осуществляется-с помощью поворотной стрелы.
Блок манифольда позволяет работать с максимальным давлением на нагнетании до 70 МПа, на раздаче до 2,5 МПа.
На напорном коллекторе установлены первичные приборы, соединяемые кабелем со станцией контроля и управления, предназначенные для измерения расхода, давления и других параметров закачиваемой жидкости.
Арматура устья 2АУ-700 предназначена для обвязки устья скважин с насосными установками при гидравлическом разрыве пласта, гидропескоструйной перфорации, промывке песчаных пробок, кислотных обработках, цементировании. Она состоит из: трубной и устьевой головок, элементов их обвязки и позволяет спускать и поднимать насосно-компрессорные трубы без нарушения герметизации устья скважины. Устьевая головка снабжена резиновой манжетой, герметизирующей межтрубное пространство, на устьевой и трубной головке имеется манометр с разделителем w предохранительным клапаном. К трубной и устьевой головкам могут быть подсоединены по две линии с условным проходом 50 мм, выдерживающие давление жидкости до 70 МПа.
§ 7. КАНАТНАЯ ТЕХНИКА
Большинство работ при подземном ремонте скважины связано» с необходимостью спуска в нее инструмента или приборов, для че-г°> как правило, используют колонну, собранную из бурильных
93
яли насосно-компрессорных труб. При этом извлечение оборудования на поверхность или его спуск связаны с большим объемом спуско-подъемных операций. В то же время часть операций, проводимых с внутрискважинным оборудованием, не требует значительных вертикальных усилий. К ним относятся: спуск приборов для измерения температуры, давления и других приспособлений, служащих для измерения различных параметров на забое скважины, монтаж-демонтаж клапанов-отсекателей, пусковых, циркуляционных, ингибиторных и рабочих клапанов, штуцеров и т. п. устройств. Для их выполнения предназначена группа оборудования, получившая название канатной техники.
Применение канатной техники позволяет также спускать в скважину в специальных контейнерах тампонирующие материалы, химические реагенты и другие вещества.
В комплект оборудования входят агрегаты для подъема каната, устьевое оборудование, собственно канат, а также инструмент или приборы для работы в скважине.
Подъемный агрегат служит для спуска, подъема и управления работой инструмента, на нем же располагаются вторичные приборы для регистрации измеряемых параметров скважины. Основой агрегата является специальная лебедка, привод которой, органы управления и контроля обычно располагаются на шасси автомобиля высокой проходимости или гусеничном вездеходе. Все это оборудование защищается утепленным кузовом, позволяющим •осуществлять работы в любую погоду. -
Основные требования к подъемнику:
спуск инструмента точно на заданную глубину;
плавное изменение скорости подъема или спуска инструмента;
контроль натяжения каната при любой операции и плавное регулирование усилий.
Этим условиям наиболее полно соответствуют лебедки с бесступенчатой гидравлической трансмиссией. Так, например, установка для скважинных работ ЛСПК-131 представляет собой комплекс оборудования, состоящего из гидроприводной лебедки и пульта управления, расположенных в кузове, установленном на шасси автомобиля ЗИЛ-131А. Она оснащена приспособлениями для монтажа, крепления и транспортирования приборов и инструментов, используемых в работе. Основное назначение агрегата — обслуживание фонтанных и газлифтных скважин. Агрегат может работать в скважинах глубиной до 4000 м и с использованием проволоки диаметром 2,5 мм или каната диаметром 4,8 мм. Максимальное тяговое усилие, развиваемое лебедкой,—11,2. кН.
При работе с внутрискважинным оборудованием, спускаемым на канате или проволоке, лебедка обеспечивает:
плавный спуск, подъем и остановку инструмента на заданной глубине;
быстрый разгон барабана лебедки для достижения требуемой скорости при выполнении ударов вверх или вниз механическим яс-•сом;
04
^атяження проволоки при плавное повышение и сохранение
медленном перемещении; езависимо> От изменения ве-
постоянное натяжение проволоки » я предо-твращения аварии личины и направления нагрузки — » при подъеМе инструмента связанной с запутыванием проволо* на него сн вверх> илк под действием усилий, направлений новки в посадочное гн'ездо; прекращения его движения после Ус 0 и скорости ее движения а
регулирование натяжения проволо широких пределах; а, а привод лебедки от пе-
предохранение проволоки от обр» регрузок. д лебедкй (рис. Щ.23) вхо-
В обьемный гидравлический при» HHbIg через механическую дят: насос Л гидродвигатель 2, свЯ Олотнико^ый распределитель трансмиссию с барабаном лебедки, * 0 хода; гормозной обратный 3, дроссели 4 и 5 прямого и обрати^ 7> клаг1ан g/ система дис-клапан 6, предохранительные клапа^ контроля давления напора танционного управления 9, манометр ^ jg и ogpaTHbIg КЛапан 14 11 и слива 10, масляный бак 12, физика распределителя лебед-
В зависимости от положения золу^ах. ка может работать в следующих Ре*^3ном ре^име независимо от
при среднем положении — в тор*1 ки.
направления вращения барабана л^^я спуск Инструмента с обес-• при левом положении — подъем ^ печением натяжения каната;
с принудительным
при правом положении — спуск '" дается проволока, барабана, с которого сМ Литель Переключаю! При подъеме инструмента распре^
вращением
1блитель Переключают в левое
положение, а дроссель 4 закрывают.
При спуске инструмента большого веса в тех случаях, когда возникает опасность его выброса из скважины, распределитель устанавливают в левое положение, дроссель 5 закрывают, дроссель 4— открывают. Если при спуске оборудования в скважину встречается какое-либо препятствие, то проволока остается натянутой, поскольку гидродвигатель, на который перестал действовать крутящий момент, перестанет работать в режиме насоса и будет наматывать проволоку до тех пор, пока момент, обусловленный натяжением проволоки на барабане, не уравновесит приводной момент на валу гидродвигателя. Величина последнего зависит от
aflc. III.23. Гидравлическая * лебедки
Рис. 111.24. Устьевой лубрикатор для спуска и подъема газлифтных клапанов с помо-щыЬ канатной техники
S6
регулировки дросселя 4— от степени открытия его поперечного сечения. Если спускаемый в скважину инструмент после остановки начнет подниматься вверх под действием, например, потока пластовой жидкости, то барабан будет автоматически наматывать проволоку, обеспечивая ее заданное натяжение.
Если инструмент имеет нормальный вес и опасность его выброса отсутствует, то распределитель 3 устанавливают в нейтральное положение, дроссель 4 открывают, дроссель 5 — закрывают. Спуск инструмента происходит под действием его веса, а гидродвигатель работает в режиме насоса под действием крутящего момента, обусловленного действием нагрузки на лебедку. В этот период насос / лебедки работает в холостом режиме. Торможение лебедки осуществляется постепенным закрытием дросселя 4, Для исключения проскальзывания барабана лебедки под действием нагрузки и полной остановки барабана служит механический тормоз.
Если вес инструмента мал и необходимо принудительное вращение барабана на спуск, например, в начальный период спуска инструмента, когда силы трения в уплотнителе, герметизирующем скважину, превышают вес инструмента, распределитель переключают в правое положение, дроссель 4 открывают, а дросселем 5 регулируют количество жидкости, направляемое от насоса / в гидродвигатель 2, управляя таким образом скоростью вращения барабана, с которого разматывается проволока. Предохранительный клапан 9 при этом устанавливают на минимальное давление, необходимое для преодоления сил трения в лебедке, и при остановке спускаемого в скважину инструмента барабан перестает вращаться.
При спуске в скважину приспособления для установки или извлечения
клапанов (экстрактора) или измерительных приборов используют специальное оборудование устья (рис. II 1.24), позволяющее проводить все работы без остановки или глушения скважины. Оборудование устья — лубрикатор специальной конструкции — устанавливают на фланец верхней крестовины 1 фонтанной арматуры или на фланец буферной задвижки, он состоит из превентора 2, лубрикатора 3 с сальником 6, через который пропущена проволока или тонкий канат 8, ролика 7 и оттяжного шкива 9.
Превентор с ручным управлением служит для перекрытия ствола арматуры и позволяет полностью изолировать его от лубрикатора независимо от того, располагается в ней проволока или нет. К превентору с помощью быстросъемного соединения крепят корпус лубрикатора, внутрь которого перед началом работ устанавливают спускаемый в скважину инструмент (экстрактор). Инструмент в скважину спускают на проволоке (канатике) через сальник, препятствующий истечению в атмосферу продукции скважины. Канатик перебрасывают через ролики и направляют на барабан лебедки, располагающейся вблизи устья скважины.
В устьевом оборудовании используют герметизатор двух типов — с гидростатическими и гидродинамическими уплотнениями. В первых зазор между проволокой и корпусом герметизируется за счет уплотнения из эластичного материала, прижимаемого с определенным давлением к поверхностям этих деталей и препятствующего проникновению в атмосферу жидкости или газа, находящихся во внутренней полости оборудования. Во вторых — за счет создания зазора малой величины и большой длины. При использовании подобной конструкции герметизатор снабжается специальной обвязкой, включающей дренажные трубопроводы для отвода утечек.
Для регистрации натяжения каната служит датчик 10, преобразующий силу в электрический сигнал, передаваемый по кабелю 11 к индикатору.
После установки инструмента во внутреннюю полость лубрикатора его с помощью мачты 4 поднимают полиспастом 5 в вертикальное положение и соединяют с корпусом превентора (последний в это время закрыт). После затяжки соединения внутренняя полость лубрикатора с помощью кранов и системы трубок соединяется с внутренней полостью арматуры, после чего открывают превентор, проверяют, открыта ли стволовая задвижка, и начинают спуск инструмента в скважину.
Помимо смены клапанов канатная техника служит для открытия и закрытия циркуляционных клапанов, разъединения пакеров с подъемными трубами, очистки от парафина и песчаных пробок.
При работе с использованием канатной техники применяют следующие приспособления: устройство для крепления проволоки для передачи усилия от проволоки к спускаемому инструменту, гидравлический и механические яссы для сообщения спускаемому в скважину инструменту ударных импульсов, направленных вверх или вниз, инструмент для извлечения или установки в скважине
4 Зак. 840 97
клапанов с замками или фиксаторами, отклонители различных конструкций, шаблоны, печати, ловильный проволочный инструмент,, скребки для очистки от парафина, желонки.
Рабочим инструментом при внутрискважинных работах является экстрактор для отклонения от оси скважины спускаемого инструмента, его захвата или освобождения.
При работах экстрактор спускают в скважину, на глубину расположения соответствующей скважинной камеры. В зависимости от выполняемой операции, например установки газлифтного клапана или его извлечения, экстрактор либо несет его, либо свободен. После попадания в скважинную камеру экстрактор приподнимают,. в результате чего он ориентируется направляющей втулкой таким образом, что плоскости расположения осей захватной части экстрактора и посадочного гнезда совпадают. После этого посадочный инструмент под действием пружин, установленных в шарнирных соединениях, поворачивается и при последующем медленном спуске обеспечивает захват посадочным инструментом головки клапана, расположенного в камере (по его извлечению), или же посадку клапана в карман. При подъеме клапана захватным устройством оно срывает его с посадочного места и извлекает на поверхность.
§ 8. ПРОТИВОВЫБРОСОВОЕ ОБОРУДОВАНИЕ
Для предотвращения проникновения в атмосферу жидкости или; газа, находящихся в скважине, в полости НКТ или в межтрубном пространстве между ними и эксплуатационной колонной размещают оборудование герметизации устья. В зависимости от индивидуальных особенностей скважины и технологии проведения работ на ней выбирают и компоновку этого оборудования. Основной рабочий элемент оборудования — герметизатор представляет собой эластичное уплотнение, конструкция которого позволяет пропускать через него колонну труб с муфтовыми соединениями. Это необходимо при обратной промывке скважины, ремонте скважины под давлением и т. п.
В случае выхода из строя герметизатора для пропуска негабаритных элементов внутрискважинного оборудования используют плашечные превенторы с расположенными между ними промежуточными камерами.
Герметизатор (рис. 111.25) представляет собой корпус /, в верхней части которого располагается обойма 2, а ниже ее — резиновый элемент 3, армированный основанием 4. Резиновый элемент 3 крепится к крышке 2 с помощью болтов, ввернутых в основание. Армировка уплотнителя предохраняет его от потери формы при выдавливании вверх и обеспечивает прочность при больших давлениях. Размеры уплотнителя должны соответствовать размерам труб и муфт, для работы с которыми он применяется.
В зависимости от уплотняемого давления меняется работа уплотнителя: при малых давлениях зазор герметизируется за счет
98
f 3
К Ъйнепч управления
Рис. II 1.25. Герметизатор устья
Рис. II 1.26. Схема компоновки оборудования герметизации устья
контакта нижнего пояса эластичного элемента с трубой, при значительном труба охватывается уплотняющей поверхностью второго пояса, при этом площадь контакта увеличивается и обеспечивается надежная герметизация.
Превенторы, используемые в подземном ремонте, имеют в основном плашечную конструкцию, соответствующую в общих чертах конструкциям превенторов, применяемых в бурении, но имеющие меньшую массу, габариты. Они более просты в управлении. Как правило, при закрытии или открытии этих превенторов необходимо обеспечить равенство давлений над и под плашками, что предотвращает износ их уплотнительных элементов. Поэтому оборудование герметизации, устанавливаемое на устье скважины, должно иметь соответствующую обвязку, позволяющую соединять полости, расположенные над и под плашками, для отвода или подвода к ним жидкости.
Оборудование, герметизирующее устье скважины (рис. 111.26), устанавливают на фланец трубной головки. Оно может состоять из превентора / с глухими плашками, расположенного над ним аварийного превентора 2 с трубными плашками, рабочих превенторов 3 и 6, между которыми установлен стояк 4. Боковые отводы верхнего превентора 6 соединяются с помощью гидроуправляемых кранов 5 и 9 с манифольдом, обеспечивающим сообщение камер превентора со скважиной или с выкидом. Если верхний превентор не имеет отводов, то между ним и стояком 5 устанавливают крестовину 8 с гидроуправляемыми кранами 5 и 9 на боковых отводах. Если скважину ремонтируют под давлением, то над превен-торами устанавливают корпус герметизатора 8.
В процессе работ превентор / перекрывает глухими плашками
4* 99
устье скважины, стояк 4 образует шлюзовую камеру для перепуска элементов колонны, диаметр которых превышает диаметр труб. Для этого при открытых 1, 2, 3 к закрытом 6 превенторах колонну поднимают до тех пор, пока негабаритный элемент не расположится в стояке 5 и не упрется в плашки превентора 6 После этого превентор 3 закрывают, давление в стояке снижают открытием крана 9, превентор 4 открывают и колонну поднимают до упора следующего негабаритного элемента, расположенного на колонне, в плашку превентора 3. После этого закрывают превентор 6, кран 9, а кран 5 открывают. Давление в стояке поднимается и становится равным межколонному, превентор 3 открывают и колонну поднимают. После упора негабаритного элемента в плашки превентора 4 весь процесс повторяют. Спускают колонну в обратной последовательности.
При работе с промывочной колонной нижний превентор может быть исключен, так как все устьевое оборудование устанавливают на стволовую задвижку фонтанной арматуры, которая может перекрыть скважину на период монтажно-демонтажных работ. Линию устьевого манифольда, связывающую стояк 4 с выкидом, можно при этом использовать для циркуляции промывочного раствора, поэтому целесообразно выполнять ее диаметром не менее 50 мм.
§ 9. АГРЕГАТЫ ДЛЯ ИССЛЕДОВАНИЯ СКВАЖИН
Капитальному ремонту, как правило, предшествует исследование скважины для определения температуры пластовой жидкости, дебита, количества воды в скважине и давления в ней, определения магнитных свойств эксплуатационной колонны и т. п. Эти измерения проводят либо дистанционно — при этом измерительные приборы спускаются на кабеле-канате, а их показания регистрируются вторичными приборами, располагаемыми на поверхности,— либо с помощью скважинных приборов, спускаемых в скважину на проволоке или канате и снабженных часовыми механизмами для записи показаний приборов.
По результатам предварительных исследований скважины определяют места расположения муфт, соединяющих трубы обсадной колонны, места нарушения герметичности колонны, через которые в скважину поступает или, наоборот, уходит жидкость, находят места проникновения подошвенных, верхних или нижних вод и т. п. нарушения, для исправления которых проводят капитальный ремонт скважин.
Установки для исследования скважин монтируют в специальных кузовах автомобилей («Аист», Азинмаш-8), на плавающих гусеничных транспортерах и включают лебедку для рабочей проволоки (или кабель-каната), ролик, направляющий канат к устью скважины, и устьевое оборудование для направления каната в скважину, уплотнения зазора между канатом и корпусом сальника и устройства, позволяющего спускать и извлекать из скважины прибор без нарушения герметичности ее внутренней полости.
100
Станция «Аист» предназначена для проведения гидродинамических исследований скважин. В качестве первичных приборов используют расходомер «Кобра-36Р» диаметром^ 36 мм, влагомер-расходомер «Кобра-ЗбРВ» диаметром 36 мм, термометр ТЧГ-25 диаметром 25 мм, манометр МГД-36 диаметром 36 мм, которые спускают в скважину на одножильном бронированном кабеле. Вместимость барабана лебедки рассчитана на 500 м кабеля.
С помощью этого оборудования можно регистрировать измеряемые параметры как на стрелочных приборах, так и на автоматическом электронном самописце, который позволяет фиксировать их в зависимости от времени измерений либо от глубины расположения прибора.
Измерения в зависимости от времени необходимы для опреде-ния таких характеристик скважины, как, например, время восстановления давления, определение динамического уровня скважины при исследовании ее на приток и т. п. В тех случаях, когда необходимо определить местонахождения дефекта в эксплуатационной колонне, через которое в скважину проникает вода, используют регистрацию измеряемого параметра в зависимости от глубины расположения прибора; при этом его медленно опускают в скважину, а записывающий прибор вычерчивает линию измерения расхода жидкости, поднимающейся по колонне. На той глубине, где произойдет изменение дебита, в полость скважины попадает жидкость. После определения этой зависимости по глубине скважины сопоставляют полученные данные с глубиной расположения перфорационных отверстий в колонне и делают выводы о местонахождении дефекта.
Для уточнения полученных данных в скважину можеть быть сщущен термометр, показания которого в зависимости от глубины его спуска сопоставляются с показаниями расходомера.
Зоны дефекта колонны определяют по изменению температуры потока жидкости, поскольку температуры нефти из продуктивного пласта и воды из других пластов, как правило, отличаются.
Для определения глубины спуска приборов служит блок-баланс с датчиком глубины, счетчиком и датчиком натяжения кабеля. Для обеспечения высокой точности расположения приборов в скважине длину спущенного каната контролируют с помощью ролика и магнитных меток, накладываемых на кабель. Одновременно с этими параметрами измеряют также скорость спуска приборов.
Лебедка установки имеет второй барабан для наматывания проволоки, что позволяет спускать в скважину приборы с местной регистрацией, т. е. приборы, заключающие в себе и собственно измерительный прибор, и устройство для записи параметра во времени.
Все оборудование станции расположено в двух отсеках утепленного кузова-фургона, смонтированного на шасси автомобиля ЗИЛ-131. В лебедочном отсеке располагают двухбарабанную лебедку, смоточное устройство для хранения кабелей, используемых
101
во время измерений, автономный бензоэлектрический агрегат, осветительную аппаратуру. В отделении оператора размещены вся вторичная аппаратура и органы управления лебедкой.
Помимо "агрегатов для исследования скважин применяют лебедки различных конструкций с ручным приводом, позволяющие определять уровень жидкости в скважине, глубину забоя и другие показатели, величина которых должна быть известна перед подземным ремонтом.
Аппараты различных конструкций включают раму, на которой установлены ручная лебедка с барабаном, счетчик оборотов и индикатор нагрузки. На барабан наматывается проволока диаметром до 2 мм, на которой через 50 или 100 м сделаны наплавки. Лебедка позволяет спускать приборы и инструменты весом до 200 Н на глубину до 1000 м.
Лебедку располагают рядом со скважиной, на устье которой устанавливают ролик, направляющий проволоку от барабана лебедки в скважину. Приборы или инструменты спускают в скважину под действием веса, а поднимают вручную, вращением ручки привода лебедки.
В основу измерений с использованием ручных лебедок положена регистрация уменьшения натяжения проволоки при постановке или отрыве спускаемого прибора или инструмента от пробки, или при погружении под уровень жидкости. Это изменение веса фиксируют либо с помощью индикатора веса, либо по изменению усилия, прикладываемого к рукоятке лебедки.
При исследованиях в скважину спускают на проволоке специальные желонки, баллоны, гирьки, вилки.
§ 10. ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ ВСПОМОГАТЕЛЬНЫХ ОПЕРАЦИЙ И РЕМОНТА ТЕХНИКИ
Подземные ремонты сопряжены с выполнением ряда подготовительных транспортных операций, а также связаны с необходимостью ремонта и обслуживания оборудования, используемого непосредственно при подземном ремонте. К перечисленным операциям относятся:
планировка площадок для установки ремонтных агрегатов, якорей для оттяжек, расчистка подъездных путей;
доставка на скважину, погрузка и раз!рузка длинномерного оборудования, спускаемого в скважину,— штанг, труб, турбобуров, узлов погружных агрегатов ЭЦН, штанговых скважинных насосов, доставка к скважине кабеля;
аварийный и профилактический ремонт наземного оборудования, в том числе устьевого;
обслуживание агрегатов подземного ремонта: смена и дозаправка масла, замена различных узлов, намотка и перевозка талевого каната, выполнение аварийных, сварочных работ и т. п.
Агрегат ПАРС предназначен для механизации земляных работ при подготовке площадок у устья скважин, нарезании ше-
102
лей под якори оттяжек. Он смонтирован на базе трактора 1-100МЗГП (агрегат 1ПАРС) или трактора С-130Г-1 (агрегат 2ПАРС), имеет бульдозерный отвал, заимствованный от бульдозера ДЗ-270, и механизм для разработки грунта, заимствованный от врубовой машины «Урал-33», позволяющий прорезать в грунте узкие щели, а также подъемный кран.
Управление узлами агрегата гидравлическое. С его помощью осуществляется изменение высоты бульдозерного отвала, приводится в действие гидравлический кран 403ОП и совершается работа механизмов подъема режущего органа. Агрегат обеспечивает подъем груза массой 500 кг на высоту до 6 м, прорезает щели шириной 140 мм и глубиной до 1,7 м. Его можно использовать также для монтажа и демонтажа устьевого оборудования, фонтанной арматуры.
Агрегат АПШ для перевозки штанг и выполнения погру-зочно-разгрузочных операций состоит из трехосного седельного тягача ЗИЛ-130-В1, специального полуприцепа и гидравлического крана. Он служит для перевозки равномерно распределенного по длине платформы груза, максимальная масса которого составляет 6000 кг. Для укладки груза на прицеп поперек его платформы расположены пять мягких брусьев, по бокам прицепа — съемные стойки. Перевозимый груз увязывают канатом, для натяжения которого служит специальная ручная лебедка.
Гидравлический кран позволяет выполнять разгрузку и погрузку прицепа, его грузоподъемность 500 кг при наибольшем вылете стрелы 3,6 м. Привод крана осуществляется от маслонасоса, установленного на тягаче и соединенного с прицепом гибкими шлангами, управление — с помощью гидрораспределителей, расположенных на пульте управления.
Агрегат 2ТЭМ предназначен для перевозки и механизированной погрузки длинномерных грузов, труб, турбобуров. Максимальная грузоподъемность—6,5 т. Погрузка осуществляется с помощью тяговых электроприводных лебедок, установленных на агрегате, которые подтягивают груз по наклонным металлическим накатам. Агрегат состоит из трехосного тягача ЗИЛ-131А и одноосного двухскатного роспуска.
Агрегат АТЭ-6 предназначен для перевозки и погрузки-разгрузки оборудования установок ЭЦН — погружного агрегата, кабельного барабана, трансформатора и станции управления. Оборудование агрегата смонтировано на шасси автомобиля КрАЗ-255Б. Погрузка барабана с кабелем осуществляется с помощью лебедки, обеспечивающей его накатывание по откидным трапам на качающуюся раму агрегата. Выгрузка барабана производится под действием собственного веса при наклоне качаю-Чейся рамы. Качающаяся рама приводится в действие гидравлическим цилиндром двухстороннего действия. Во время движения агрегата барабан крепится с помощью растяжек.
Для погрузки и разгрузки остального оборудования исполь-3УЮт гидроприводной подъемный кран 403ОП, привод которого
103
Рис. 1И.27. Агрегат АНР-1:
/— отопительно-вентиляционная установка; 2 — кузов; 3 — грузоподъемный механизм; 4 —
грузовая площадка, 5 — газоэлектросварочная установка, 6 — верстак; 7 — компрессор;
8 — место машиниста; 9 — стул откидной; 10 — ящик пневмоинструмента
осуществляется шестеренчатым насосом, установленным на фланце коробки отбора мощности. Краном управляют с пульта управления, расположенного у его основания, а гидроцилиндром качающей платформы — из кабины водителя.
Погружной насос, электродвигатель, протектор укладывают на призмы вдоль левой кромки площадки агрегата и закрепляют хомутами, а трансформатор и станцию управления — на правой площадке рамы.
Помимо описанного агрегата используют агрегаты различных конструкций для перевозки и перемотки кабеля при спуске или подъеме погружного центробежного насаса. Они предназначены для механизации наматывания и разматывания кабеля, погрузки, выгрузки и транспортировки кабельных барабанов.
Агрегат АНР-1 предназначен для аварийного и профилактического ремонтов наземного нефтепромыслового оборудования. Он состоит из кузова, грузовой площадки, отопительно-вентиляцн-онной и компрессорной установок, грузоподъемного механизма, приводной группы, системы отвода отработанных газов. Агрегат смонтирован на базе автомашины КрАЗ-255Б и прицепа (рис. 111.27).
Кузов агрегата утепленный, отапливаемый, рассчитан на перевозку бригады не более чем из десяти человек. В кузове установлен компрессор для привода бетонолома, пневмоключа, пневмати-
104
ческой шлифовальной и сверлильной машин, пневматического бурильного молотка, входящих в комплект агрегата. В верхней части агрегата располагается грузоподъемный механизм — горизонтальная выдвижная балка с ручной шестеренчатой талью грузоподъемностью 3 т.
За кузовом размещается грузовая площадка агрегата для перевозки задвижек, патрубков и аналогичного оборудования. На ней установлена лебедка с максимальным тяговым усилием 120 кН, а по боковым бортам — шкафы для слесарного, шанцевого оборудования, приспособления для резки каната, ручной поршневой оп-рессовочный насос, домкраты и т. д. На прицепе располагают электросварочный агрегат, барабан сварочного кабеля, ацетиленовый генератор, стеллажи для кислородных баллонов и другой инструмент и приспособления для сварочных работ.
Агрегат АОП предназначен для технического обслуживания и текущего ремонта подъемных агрегатов. На шасси автомобиля «Урал-375А» размещен кузов, состоящий из утепленной кабины и открытой площадки. В кузове находится бригада во время переездов, ведутся слесарные работы, размещена часть оборудования и инструмента, имеются тиски для слесарных работ.
Агрегат оборудован гидрокраном 403ОП, электрогенератором, сварочным трансформатором, электрической сверлильной машиной, оборудованием для газовой сварки. Кроме того, имеются пять баков вместимостью по 60 л каждый и два раздаточных шланга по 6 м.
Это оборудование позволяет дозаправлять и заменять масло в коробках перемены передач подъемных агрегатов, промывать их узлы и детали, смазывать подшипники, транспортировать, разгружать грузы, проводить электро- и газосварочные работы, слесарные и ремонтные работы на высоте до 3,6 м от уровня земли, а также наматывать и перевозить талевые канаты подъемных агрегатов.
Помимо перечисленных агрегатов для обслуживания оборудования, используемого в подземном ремонте, можно в ряде случаев использовать агрегат Азинмаш-48— для смены масла в редукторах станков-качалок, промывки редукторов и смазки подшипников качения.
Для технического обслуживания оборудования и ремонта станков-качалок может использоваться также агрегат АРОК. Этот агрегат имеет люлечный подъемник и кран с гидравлическими приводами. Подъемник позволяет обслуживать оборудование на высоте до 6,5 м над уровнем грунта.
§ 11. ЛОВИЛЬНЫЕ ИНСТРУМЕНТЫ
Для ликвидации аварий с оборудованием, расположенным в скважине, необходимо производить операции, связанные с его захватом, отвинчиванием, механической обработкой, и т. п. Для их
105
2-
Рис. 111.28. Универсальный эксплуатационный метчик МЭУ
Резь So. fijju.coedu.HU.--
тельная к колонне
Резьба „ „лабильная -
РезьЯа.
присоединительная
) к Воронке
Рис. II 1.29. Несквозной колокол К
Рис. II 1.30. Труболовка неосвобождающаяся
выполнения существует большое число инструментов, которые можно классифицировать по следующим основным признакам:
по типу рабочего органа захвата: резьбовые, плашечные, пружинные, комбинированные и др.
по возможности освобождения инструмента после захвата им внутрискважинного оборудования: неосвобождающиеся и освобождающиеся;
по принципу действия механизма: механические, гидравлические, гидромеханические.
Инструменты резьбового типа имеют наиболее простую конструкцию и выполняются двух основных типов — метчики и колокола. Метчики — неосвобождающиеся инструменты, предназначены для извлечения оставшейся в скважине колонны труб, оканчивающейся вверху муфтой или высаженной частью трубы.
В процессе работы инструмент ввинчивается во внутреннюю поверхность тела трубы или муфты — универсальные метчики МЭУ (рис. 111.28) или в резьбу муфты — метчики М Э С. В верхней части метчика имеется присоединительная резьба, а в нижней или ловильная, или трубная резьба, но нарезанная с увеличенным натягом, позволяющим плотно без зазора и люфта вворачиваться в резьбу муфты. Вдоль корпуса с ловильной резьбой предусмотрены канавки для выхода стружки при врезании ее в аварийный объект. В зависимости от конкретных условий применяют метчики с правой или левой ловильной резьбой. Метчики изготавливают специально для ловли насосно-компрессорных и бурильных труб.
Колокола — неосвобождающийся инструмент, служат для захвата находящейся в скважине колонны труб путем нарезания
106
резьбы и навинчивания на их наружную поверхность. Различают сквозные колокола КС и несквозные К (рис. III.29). И те и другие представляют собой стальной патрубок, в верхней части которого нарезана резьба муфты бурильного замка, а в нижней — внутренняя ловильная резьба и наружная для присоединения к воронке.
С помощью резьбы в верхней части колокол крепится к колонне бурильных труб, на которой его спускают в скважину, ловильная резьба служит для внедрения в наружную поверхность аварийной трубы и имеет несколько продольных канавок для выхода стружки. Ниже колокола располагается воронка для его центрирования в эксплуатационной колонне, что облегчает его посадку на аварийную трубу при значительном зазоре между колоколом и стенкой скважины.
Особенностью сквозных колоколов является возможность пропуска сквозь его корпус сломанного, деформированного или безмуфтового конца ловимой трубы, что обеспечивает возможность захвата и нарезки ловильнои резьбы на наружной поверхности ближайшего замка или муфты.
Колокола изготавливают с правыми и левыми резьбами: первые— для извлечения колонн труб с правой резьбой целиком, а с левой — по частям с отвинчиванием, вторые — для извлечения колонн труб с левой резьбой целиком, а с .правой— по частям.
Инструменты плашечного типа бывают освобождающимися и неосвобождающимися. Первые после захвата аварийного объекта и невозможности его извлечения могут по команде с поверхности отсоединиться, вторые так и остаются соединенными «намертво» и отделяются от него только после извлечения на поверхность. Эти инструменты могут захватывать трубу или какой-либо извлекаемый аварийный объект за внутреннюю или наружную поверхность.
Труболовка внутренняя неосвобождающаяся ТВ (рис. 111.30) захватывает трубы за внутреннюю поверхность и извлекает их целиком или по частям — отвинчиванием захваченной части о г всей колонны.
Она состоит из переводника 1 для соединения колонны бурильных труб со стержнем 2, в средней части которого по наклонной поверхности перемещается плашка 3, предохраняемая от выпадания клином 4. Трубы захватываются в результате заклинивания подвижной плашки между внутренней поверхностью трубы и стержнем труболовки. Для улучшения контакта между деталями трубо-ловки и трубой на поверхности стержня и плашки имеются острые выступы, врезающиеся в тело аварийного объекта.
Труболовка внутренняя освобождающаяся ТВОК1-1 14X168 (рис. III.31) предназначена для извлечения целиком или по частям колонн НКТ диаметром 114 мм из эксплуатационных колонн диаметром 168 мм. Она представляет собой цилиндрический корпус 5 с центральным сквозным промывочным отверстием, в верхней части которого навернута муфта-переводник / для соединения с бурильной колонной. В нижней части
107
A-A
Рис. 111.31. Внутренняя
освобождающаяся тру-
боловка
корпуса имеется наклонная плоскость с продольным выступом, на котором установлена плашка 6 с поводком 8. Плашка свободно перемещается по наклонной плоскости, для предохранения ее от выпадения имеется клин 7.
Диаметрально противоположная сторона корпуса имеет выступ с нанесенными на нем острыми зубчиками, аналогичными зубчикам на рабочей поверхности плашки.
Поводок 8 с прорезью охватывает винт 11, ввинченного в кольцо 2, свободно одетое на корпус и зафиксированное относительно него винтами 10 и 12, гладкие концы которых входят в углубление корпуса. На верхнем конце поводка навинчена гайка 9.
Е продольных, диаметрально расположенных пазах корпуса винтом 4 закреплены концы двух пластинчатых пружин 8, верхние концы которых изогнуты и выступают за диаметральный габарит корпуса труболовки.
108
Во время работы с труболовкой ее осторожно вводят внутрь аварийных труб до тех пор, пока она не упрется в кольцо 2. При зтом во избежание преждевременного срезания винтов 10 и 12 осевая вертикальная нагрузка на труболовку не должна превышать 5—10 кН.
Плашка 6 после введения труболовки в трубу под действием собственного веса опускается вниз и заклинивается между корпусом 5 и стенкой ловимой трубы. При подъеме труболовки нагрузки на плашку увеличиваются и ее зубцы и насечка на корпусе все глубже проникают в тело трубы, надежно захватывая ее.
Если по каким-либо причинам извлечь труболовку с захваченной трубой не удается, то колонну бурильных труб, на которых она висит, резко опускают вниз, создавая на труболовку нагрузку, срезающую винты 10 и 12, удерживающие кольцо 2. В результате плашка перемещается вверх и утапливается в корпусе. От перемещения плашки вниз предохраняют выступающие концы пружин 3, которые упираются в нижний торец кольца 2,
Труболовка наружная освобождающаяся 1ТНО-89-168 (рис. III.32) для извлечения аварийной колонны труб целиком или по частям захватывает трубу за ее наружную поверхность или за поверхность муфты в эксплуатационных колоннах диаметром 168 мм.
Труболовка состоит из корпуса 4 с левой резьбой в верхнем конце для ввинчивания переводника 1. Ниже нарезана цилиндрическая резьба, в которую ввинчен упор 2, а еще ниже прорезаны четыре паза под выступы гайки-фиксатора 5 механизма освобождения. Внутри корпуса перемещается упорный винт 6. В нижней части корпуса нарезана левая цилиндрическая резьба, в которую ввернут переводник 14, соединенный с воронкой 15.
В стенках нижней части корпуса расточена коническая поверхность и в четырех пазах располагаются четыре плашки 12, установленные в окнах плашкодержателя И. Перемещение плашек вниз ограничено упором плашкодержателя // в кольцевой уступ переводника 14, а вверх — упором торца винта 6 в механизм освобождения.
Труболовку спускают в скважину на бурильных трубах с левой резьбой и осторожно накрывают ею верхний конец аварийных труб, заводя его в труболовку. Для захвата плашками трубы создают натяжку инструмента, благодаря чему плашки перемещаются относительно корпуса вниз, врезаясь зубьями в тело трубы.
После этого приступают к извлечению трубы, постепенно увеличивая нагрузку на инструмент.
Если извлечь колонну не удается и необходимо освободить инструмент от захваченной трубы, то поступают следующим образом: не поднимая инструмента, вращают его вместе с труболовкой против часовой стрелки на 20 оборотов. При этом корпус, плашкодер-жатель, плашки, гайка-фиксатор, переводник, упор и воронка будут вращаться относительно неподвижных аварийных труб и упорного винта, что обеспечивается врезанием в торец ловимой колон-
109
Рис. III.32. Наружная освобождающаяся труболовка
/ — муфта-переводник; 2 — упор; 3 — винт-ограничитель, 4 — корпус; 5 — гайка-фиксатор; 6 — упорный винт; 7 — специальный винт; 8, 10 — винт; 9—планка; // — плаш-кодержатель; 12 — плашка; 13 — стопорный винт; 14 — переводник; 15 — воронка
Рис. III.33. Комбинированный
ловитель
//
jjjj зубьев, расположенных на нижнем торце упорного винта. Вра-дение продолжается до тех пор, пока гайка-фиксатор не выйдет лз зацепления с упорным винтом и не займет крайнее нижнее положение. При этом гайка-фиксатор нижним торцом и выступами упирается в заплечник корпуса, а верхним удерживает винт и связанные с ним плашкодержатель и плашки в верхнем положении. Поскольку плашки при этом не захватывают аварийную трубу, становится возможным подъем труболовки.
Для извлечения аварийных штанг и труб малого диаметра предназначен комбинированный ловитель ЛКШ-1 14 (рис. III.33). Он позволяет захватить за тело или муфту штангу диаметром от 12 до 22 мм или за тело безмуфтовую трубу с гладкими концами диаметром 48 мм.
Ловитель состоит из корпуса 4, двух комплектов плашек 5 и 8, верхнего и нижнего плашкодержателей 2 и 7, удлинителя 1, воронки 9, пружины 3 и соединительных винтов 6.
В верхней и нижней частях корпуса 4 в конических расточках располагаются плашки 5 для ловли за тело штанг, плшки 8 для ловли штанг за муфту. Пазы, в которых перемещаются плашки, имеют форму ласточкиного хвоста, перемещающаяся в них плашка всегда находится в рабочем положении. Плашки перемещаются в корпусе синхронно, так как соединены плашкодержателем.
Ловитель спускают на бурильных трубах с левой резьбой и осторожно залавливают штангу, пропуская ее внутрь ловителя. После этого ловитель поднимают и плашки, захватив штангу, спускаются вниз.
Для извлечения из скважины неприхваченных труб, скважин-ных штанговых насосов и других предметов применяют о в е р ш о-ты, состоящие из цилиндрического корпуса, внутри которого размещается кольцо с тремя пружинными лепестками, направленными вверх.
Овершот спускают на трубах, накрывают им аварийный объект — пружинные лепестки при этом отгибаются и свободно пропускают его внутрь корпуса. После начала подъема овершота пружинные лепестки скользят по наружной поверхности аварийного объекта, пока не упрутся в какой-либо выступ или не попадут в канавку, после чего начинается их совместный подъем.
Райберы и фрезеры (рис. 111.34, III.35) служат для механической обработки металлических предметов в обсаженных скважинах для придания им геометрической формы, позволяющей использовать ловильный инструмент для их захвата.
Для обработки внутренней поверхности верхнего поврежденного конца оставшихся в скважине труб применяют райбер — инструмент, рабочая часть которого имеет цилиндрический, переходящий в конический участок с зубьями на поверхности и центральное сквозное отверстие для подачи промывочной жидкости. Райбер и фрезер присоединяют к бурильным трубам с помощью резьбы.
Размеры конусного и цилиндрического участков рабочей поверх-
111
ности райбера должны обеспечивать после обработки трубы возможность ее надежного захвата внутренней трубоголовкой для использования метчика.
Для выравнивания и очистки кольцевого пространства вокруг колонны прихваченных труб применяют режуще-истирающие фрезеры ФК, а для сплошного фрезерования — фрезеры
Рис. И 1.34. Райбер
Рис. II 1.35. Фрезер
I
Ф. 3. Помимо них применяются колонные конусные фрезеры для очистки внутренней поверхности эксплуатационной колонны или для обработки ее суженного участка.
Фрезеры имеют на рабочей поверхности (кольцевой, конической, цилиндрической или плоской) зубья, армированные пластинами, изготовленными из твердых сплавов. Для удаления стружки, образующейся при обработке аварийного объекта, в теле фрезера имеются специальные каналы, по которым к рабочей поверхности подводится промывочная жидкость.
Печать предназначена для определения положения и состояния верхнего конца аварийного объекта, находящегося в скважине. Эту информацию получают, анализируя деформацию пластичной оболочки печати после ее извлечения из скважины.
Печать (рис. III.36) состоит из двух основных узлов — корпуса с деталями для получения оттиска и зажимного, устройства. В нижней части корпуса четырьмя винтами прикреплен резиновый стакан, на который надета алюминиевая оболочка. Ее верхняя часть, имеющая форму перьев, загнута на кольцевой заплечник корпуса и прижата нажимной втулкой, на которую воздействует нажимная гайка, перемещающаяся относительно корпуса.
В верхней части корпуса навернут переводник с замковой резь-
112
Рис. 111.36. Печать универсальная:
/ — резиновый стакан; 2 — винт; 3 — алюминиевая оболочка; 4 — нажимная втулка; 5 — направляющий винт; 6 — нажимная гайка; 7 —• корпус; 8 — переводник
Рис. 111.37. Схема спуско-подъемного механизма:
/ — захват (слайдер) подвижной; 2 — подвижная;
траверса; 3 — захват неподвижный; 4 — шток;
5 — корпус цилиндра, 6 — основание
бой для присоединения к колонне бурильных труб, на которых печать опускается в скважину. Внутри корпуса печати предусмотрено отверстие для течения промывочной жидкости.
Печати предназначены для работы в колоннах обсадных труб с условными диаметрами 114, 140, 146, 168 мм.
§ 12. ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ РЕМОНТА СКВАЖИН ПОД ДАВЛЕНИЕМ
Для ремонтов скважин под давлением разработаны техника иг технология, обеспечивающие сохранение депрессии на пласт и исключение воздействия на него утяжеленных растворов. Подобные работы называются работами под давлением. При их проведении используется оборудование, герметизирующее устье скважины и позволяющее проводить процесс спуска-подъема через это оборудование при избыточном давлении в скважине.
При работах под давлением, например при подъеме колонны , выполняют следующие операции:
в нижней части извлекаемой колонны устанавливают устройст-во (пробка, обратный клапан), препятствующее доступу пластовой Жидкости в подъемную колонну;
поднимают колонну труб при герметизации межколонного про-Странства;
11$
после подъема последней трубы устье скважины герметизируется.
При спуске колонны эти работы выполняют в обратной последовательности.
Особенностью грузоподъемного механизма, применяемого при выполнении всех этих операций, является обеспечение усилия, направленного не только вверх при подъеме, но и вниз при спуске труб (а в ряде случаев и при подъеме), поскольку сила, выталкивающая трубы при значительном давлении в скважине, может превышать их собственный вес.
Устьевое оборудование должно надежно уплотнять колонну при ее перемещении как в вертикальном направлении, так и при вращении, причем герметизация не должна нарушаться как при прохождении труб, так и муфт или установленного на трубах инструмента.
При работе с колонной, собираемой из отдельных труб, используют механизм прерывного действия (рис. III.37). На устье скважины устанавливают основание, в центре которого располагают уплотнение, а по бокам — два гидроцилиндра, связанных траверсой. Штоки цилиндров соединены подвижной траверсой, на которой размещен подвижный захват, неподвижный располагается на неподвижной траверсе, находящейся в верхней части цилиндров.
При подаче рабочей жидкости в нижние полости цилиндров под поршень подвижный захват поднимается, при подаче в верхнюю полость — над поршнем подвижный захват опускается.
Над гидравлическим подъемником располагается вышка, несущая обычную талевую систему с крюком, к которому подвешен на штропах элеватор.
Процесс подъема или спуска труб с помощью гидравлического подъемного механизма заключается в срабатывании верхнего захвата, отпускании неподвижного захвата, перемещении рабочего захвата вместе с колонной вверх, если поднимают трубы, или вниз, если трубы спускают; в срабатывании нижнего захвата, фиксирующего колонну труб, пока освободивший ее подвижный захват перемещается в исходное положение.
Оборудование для выполнения операций при спуске и подъеме труб (рис. III.38) включает блоки гидроцилиндров 3, слайдеры / и 4 на подвижной 6 и неподвижной 2 траверсах, элеваторы 10 и 8, мачту 7 с двухшкивным кронблоком, сдвоенную вспомогательную гидравлическую лебедку 5 и трубный ключ 12.
В исходном положении траверса находится внизу (рис. 111.38, и), колонна удерживается слайдером 4. Элеватор 10- подготовлен к открытию и снятию. С помощью элеватора 8 поднята с мостков и подготовлена к установке очередная труба 9, а подвесной ключ отведен.
После этого элеватор захватывает очередную трубу, лежащую на мостках 13, труба 9, висящая на элеваторе 8, подготовлена к свинчиванию с колонной 11, подвесной ключ 12 надвигается на
Рис. 111.38. Схема выполнения спуско-подъемных операций с колонной труб на
скважине под давлением
трубу и свинчивает ее с колонной, удерживаемой слайдером, расположенным на неподвижной траверсе 2 (рис. III.38, б).
Спайдер 4 на подвижной траверсе 6 закрыт (рис. III.38, в), на неподвижной 2— открыт, спуско-подъемный механизм 3 перемещает колонну вниз, ключ 12 отведен, элеватор 8 находится под муфтой трубы 9, а элеватором 10 с помощью лебедки 5 поднимают трубу с мостков для последующей установки её1 в колонну (рис. 111.38, г).
Поскольку длина хода поршней гидроцилиндров спуско-подъем-ного механизма меньше длины трубы, спуск колонны на всю длину трубы и подготовка к наращиванию колонны осуществляются с перехватом.
В процессе спуско-подъемных операций используется вспомогательная гидравлическая лебедка, которая обеспечивает перемещение труб синхронно с перемещением колонны с помощью гидравлического подъемника.
Установки подобного рода оснащаются подвесными ключами с гидроприводом, для разбуривания пробок используется легкий ротор, встроенный в подвижную траверсу. Для захвата труб применяются гидроуправляемые слайдеры со сменными клиньями.
Контрольные вопросы
1. Какое оборудование необходимо для подземного ремонта скважин?
2. Чем отличается и что общего в оборудовании, используемом при текущем и капитальном ремонте?
3. Какой инструмент необходим для проведения спуско-подъемных операций?
115.
4. В чем преимущества одноштропных элеваторов по сравнению с штропными? ДВУ-
5. Для каких операций целесообразно использовать двуштропные эпе торы? ева-
6. Укажите основные типы установок, используемых при подземном монте? ре-
7. В каких случаях целесообразно использовать агрегаты подземного пе монта на гусеничном или колесном шасси?
8. В чем преимущества использования канатной техники?
9. Какое оборудование необходимо для ликвидации пробок?
10. Какое оборудование необходимо для гидропескоструйной перфора. ции?
11. Какие типы штанговых и трубных ключей обеспечивают наиболее стабильный крутящий момент при свинчивании штанг и труб?
12. В чем преимущества и недостатки освобождающихся и неосвобождающихся инструментов?
13. Укажите основные типы инструмента, используемого при ловильных работах.
Глава IV
ТЕХНОЛОГИЯ ПРОВЕДЕНИЯ ПОДЗЕМНОГО РЕМОНТА
СКВАЖИН
§ 1. КЛАССИФИКАЦИЯ ОПЕРАЦИЙ, ВЫПОЛНЯЕМЫХ ПРИ ПОДЗЕМНОМ РЕМОНТЕ СКВАЖИН
Характерной особенностью подземного ремонта является то, что при различных его назначениях могут выполняться одни и ге же операции. Например, при изменении глубины подвески ШСН и при гидроразрыве выполняют спуско-подъемные операции и т. п. Независимо от целей подземного ремонта одинаковые по своему содержанию операции, входящие в него, требуют использования одних и тех же специализированных машин и инструментов.
При подземном ремонте выполняются следующие операции:
транспортные — доставка к скважине необходимого оборудования и инструмента;
подготовительные — установка оборудования на площадке у скважины и подготовка его к работе;
спуско-подъемные — извлечение или спуск в скважину оборудования;
собственно операции ремонта;
заключительные — свертывание комплекса оборудования и подготовка его к транспортировке.
Подразделение операций при подземном ремонте достаточно условно. В ряде случаев операции, собственно подземного ремонта занимают очень мало времени по сравнению со всеми остальными, например смена цилиндра трубного скважинного насоса. Иногда спуско-подъемные операции являются целью ремонта,
116
пример при изменении глубины спуска колонны подъемных
^Подземный ремонт скважин включает в себя текущий и капи-
льный ремонты, а текущий, в свою очередь, подразделяется на 1аедуПредительный, вынужденный и технологические работы. "Р Предупредительный ремонт в зависимости от спосо-'а эксплуатации скважины включает следующие операции. ° При фонтанной или компрессорной эксплуатации;
спуск или подъем колонн труб;
замену отдельных изношенных или имеющих дефекты труб;
установку или замену пакеров, якорей, газлифтных клапанов, клапанов-отсекателей;
очистку внутренней полости труб от песка, парафина, солей или продуктов коррозии (с подъемом и без подъема труб на поверхность) ;
промывку пробок.
При эксплуатации ШСН или ЭЦН:
к перечисленным операциям добавляют
спуск или подъем насоса, проверку его состояния, замену новым:
проверку и замену клапанных узлов;
проверку, очистку или замену защитных приспособлений насоса;
спуск, подъе,м или замену подземного оборудования скважин, оборудованных ЭЦН;
установку или замену клапанов-отсекателей.
Вынужденный ремонт проводят для устранения внезапно появившихся отказов или дефектов в работе оборудования:
ликвидация обрывов или отвинчивания колонны насосных штанг;
расхаживание заклиненного плунжера;
расхаживание прихваченных труб.
При текущих ремонтах целесообразно совмещать несколько операций; например, при замене ШСН целесообразно очистить поднятые трубы от песка или парафина, осмотреть и отбраковать Дефектные штанги и трубы и т. п.
К технологическим работам относятся:
изменение глубины подвески рядов труб или их диаметров при фонтанной или газлифтной эксплуатации;
изменение глубины подвески насоса;
замена насоса на другой.
Необходимо отметить, что такое деление операций на перечисленные группы достаточно условно, но оно приводится здесь для облегчения понимания назначения и целей всего многообразия работ, проводимых со скважиной и оборудованием, спущенным в нее.
Например, образование пробок или отложений парафина может вызвать вынужденный ремонт, если наблюдение за работой сква-велось плохо и появление пробки привело к прекращению
117
ПРЕДУПРЕДИТЕЛЬНЫЙ РЕМОНТ
Смена фонтанного или газлифтного оборудования
Смена скважинного насоса
Смена клапанов или плунжера
Удаление пробок
Очистка труб и штанг от парафина
Очистка защитных приспособлении насоса
ВЬ1НУЖДЕННЬ|И РЕМОНТ
Ликвидацигусбрывов и отворотов штанг
Смена вышедшего из строя оборудования для подъема
Повторный ремонт
ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ РАБОТЫ
- Переход на другой способ эксплуатации -*~ Замена насоса на другой тип или диаметр -*- Спуск защитных приспособлении
Изменение глубины подвески насоса -j*- Смена штанг или НКТ на другой диаметр
РАБОТЫ В СТВОЛЕ СКВАЖИНЫ
)
-Ликвидация аварии обсадной колонны
- Изоляция проявившихся вод
- Ликвидация зэколонных перетоков
- Извлечение упавшего ипи прихваченного оборудования и инструменту
- Переход на другой продуктивный горизонт
- Забуривание второго ствола
ВОЗДЕЙСТВИЕ НА ФИЛЬТР И ПРИЗАБОИНУЮ ЗОНУ ПЛАСТА
- Перфорирование
- Крепление призабоинои зоны
- Термическая обработка фиш гра и призабоинои зонь
- Кислотная обработка
- Гидравлический разрыв пласта
Рис. 1V.1. Классификация операций, выполняемых при подземном ремонте
додачи, или предупредительный — при постоянном наблюдении за работой скважин.
Капитальный ремонт скважин включает в себя операции, связанные с ремонтом собственно скважины и воздействием на призабойную зону и пласт. Кроме того, обычно к ним относят сложные вынужденные операции текущего ремонта, например извлечение оборванных штанг и труб.
Помимо обследования скважин и уточнения номенклатуры предстоящих к выполнению операций капитальный ремонт включает:
ремонтно-исправительные работы (герметизация устья, исправление и замена поврежденной части колонны, перекрытие дефектов в колонне, установка и разбуривание цементных пробок),
изоляционные работы,
крепление пород призабойной зоны,
очистку фильтра,
переход на другой продуктивный горизонт,
зарезку и бурение второго ствола,
ловильные работы.
К капитальному ремонту могут быть также отнесены и работы, связанные с воздействием на призабойную зону и пласты:
кислотная обработка;
гидравлический разрыв пласта;
тепловое воздействие на призабойную зону.
Схема, иллюстрирующая перечисленные виды ремонтов и входящие в них операции, приведена на рис. IVЛ.
Рассмотрение технологии подземных ремонтов показывает, что спуск-подъем штанг или труб присутствует практически во всех случаях. Исследования показывают, что на эти процессы уходит 70—90 % всего времени, затрачиваемого на подземный ремонт.
Работа по сокращению времени и трудоемкости спуско-подъ-емных операций ведется в двух направлениях:
создание машин и механизмов для ускорения и облегчения труда бригад подземного ремонта в сочетании с совершенствованием технологии выполнения операций;
разработка оборудования, исключающего вообще или значительно сокращающего отдельные операции спуска-подъема.
В качестве примера первого направления можно привести создание автомата АПР-2 (автомат Молчанова) с комплексом инструментов, в качестве второго — эксплуатацию скважин с помощью вставных насосов (исключающих необходимость подъема труб при смене насоса) или использование гибких штанг, при подъеме и спуске которых исключается разборка колонны и т. п.
Что касается остальных операций, выполняемых при подземном ремонте, то анализ показывает, что они механизированы в значительно большей степени и длительность их проведения обуслов-дена не физическими возможностями людей, выполняющих эти операции, а технологией проведения операций и техническими характеристиками оборудования.
119
§ 2. ПОДГОТОВКА СКВАЖИН К РЕМОНТУ
Скважину (эксплуатационную или нагнетательную) считаю^ подготовленной для подземного ремонта, если создана возможность проведения всех необходимых операций при условии соблюдения безопасности рабочего персонала, исключения загрязнения окружающей среды и потерь нефти.
Подготовка скважины состоит из двух основных частей: собственно подготовки скважины к проведению планируемых работ ц подготовки используемого при этом оборудования.
К первой группе относятся работы, связанные с глушением скважины и предупреждением ее фонтанирования или каких-либо проявлений в процессе проведения работ. Ко второй — установка или ремонт мостков, проверка якорей, установка передвижного агрегата подземного ремонта либо приведение в порядок стационарной вышки (ремонт полов и мостков, проверка состояния крон-блока и мачты, смазка шкивов, оснастка талевой системы, установка оттяжного ролика), подвешиваение ролика к поясу вышки при работе на скважинах, оборудованных ЭЦН, расстановка оборудования на площадке.
Помимо этого, к подготовительным работам относят: доставку к скважине труб, насосных штанг, каната, талевого блока, подъемного крюка, укладку труб и штанг в стеллажи, райберовку труб, крепление муфт на трубах, работы, связанные с исследованием состояния скважины (определение уровня жидкости, места расположения пробки, глубины забоя и т. п.). Необходимость подготовки скважин, эксплуатирующихся механизированными способами, обусловлена возможностью ее проявления при подземном ремонте, причем вероятность самоизлива скважины тем выше, чем большая депрессия создавалась на забое в процессе ее эксплуатации. Это объясняется следующим образом. Большинство месторождений разрабатывают с поддержанием пластового давления. При высокой обводненности и работе скважин в режиме форсированных отборов перепады между пластовым и забойным давлением весьма велики. Если после остановки такой скважины не заглушить ее, та через сравнительно небольшой промежуток времени давление восстановится и статический уровень жидкости поднимется настолько, что начнется самоизлив скважины.
Для фонтанирующих скважин глушение обязательно, поскольку в противном случае начнется ее открытое фонтанирование.
Для эксплуатационных скважин подготовка их к ремонту может быть выполнена несколькими способами.
1. Наиболее рационально перекрытие клапана-отсекателя, ycj тановленного выше перфорационных отверстий эксплуатационной колонны. Для этого необходима предварительная установка клапана-отсекателя, позволяющего проводить ремонт без глушения: скважины.
2. Промывка скважины в сочетании с глушением.
120
3. Оснащение устья скважины оборудованием, позволяющим рОВодить работы под давлением.
Глушение скважины заключается в замене жидкости в скважи-яе состоящей из нефти, газа и воды, на задавочную жидкость с плотностью, обеспечивающей создание необходимого противодав-1ения на пласт.
Для удаления из скважины пластовой жидкости с малым удель-яым весом применяют прямую и обратную циркуляцию жидкости. При прямой технологическую жидкость закачивают по колонне на-сосно-компрессорных труб, а вытесняемая пластовая жидкость движется по кольцевому каналу между НКТ и эксплуатационной колонной. При обратной циркуляции технологическую жидкость закачивают в кольцевое пространство, а вытесняемая пластовая жидкость движется по НКТ.
Промывка с прямой и обратной циркуляцией обеспечивает гарантированное замещение столба пластовой жидкости лишь до глубины спуска насоса или НКТ. Для замещения всего объема жидкости поступают следующим образом: при обратной промывке после появления технологической жидкости на устье скважины, что определяется по периодическим отборам проб из контрольного вентиля, центральную задвижку закрывают, а закачку технологической жидкости не прекращают.
При условии повышения давления закачиваемой технологической жидкости по сравнению с пластовым столб жидкости, располагающийся ниже колонны промывочных труб или НКТ, будет задавлен обратно в пласт.
Гарантировать полное замещение всего столба пластовой жидкости на технологическую при промывке нельзя, поэтому плотность пластовой жидкости выбирают такой, чтобы противодавление на пласт превышало пластовое давление на 5—10%. Соотношение противодавления и пластового давления называют коэффициентом запаса.
В качестве технологической жидкости при подземном ремонте обычно используют:
сточную воду, получаемую в процессе промысловой подготовки продукции нефтяных скважин, плотностью 1080—1120 кг/м3,
высокоминерализованную пластовую воду плотностью 1180— 1230 кг/м3,
специальные утяжеленные растворы плотностью до 1450 кг/м3.
После завершения промывки и задавливания скважины (в тех случаях, когда это необходимо) вокруг нее размещают и монтируют оборудование для выполнения подземного ремонта.
В зависимости от способа эксплуатации, особенностей конструкции оборудования, спущенного в скважину, целей подземного ремонта состав и размещение оборудования могут быть различными. Общим для большинства работ (рис. IV.2) является наличие У скважины приемных мостков со стеллажами для насосно-комп-Рессорных труб и штанг (при эксплуатации скважины ШСН),яко-Рей для соединения со страховочными оттяжками, площадки для
121
подъемника. При ремонте скважины, оборудованной УЭЦН размещение оборудования несколько иное (рис. IV.3).
Порядок выполнения подготовительных работ следующий.
1. Установка передвижных мостков у устья скважины (в тех случаях, когда отсутствуют стационарные).
2. Проверка якорей для крепления оттяжек.
3. Устройство площадки для опоры домкрата вышки и агрегата.
4. Установка агрегата у устья скважины.
5. Установка вышки в вертикальное положение, выдвижение ее секции вверх.
6. Центровка мачты и натяжение оттяжек.
7. Установка настила рабочей площадки.
Рассмотрим более подробно выполняемые операции при монтаже агрегата Азинмаш-37А. В них участвуют оператор, помощник оператора, машинист подъемного агрегата и тракторист ходового трактора.
По сигналу оператора тракто-
ка; ~5 — направляющий желоб для вы- рйст пОДГОНЯеТ ХОДОВОЙ ТрЗКТОр
Рис. IV.2. Схема размещения оборудования при спуско-подъемных операциях:
I — площадка для установки агрегата подземного ремонта, 2 — устье скважины, 3 — рабочая площадка, 4 — станок-качал-
ведения НКТ; 6 — стеллаж для НКТ или штанг; 7 — зона установки дополнительных стеллажей; «-дополнительная пло-
к передвижным мосткам, опера-
ных стеллажей; «-дополнительная пло- аяттрппарт MY к гЪяпкппггш И
щадка для укладки устьевой арматуры ТОр ЗаЦСПЛЯеТ ИХ К фарКОПфу И
наблюдает за точной установкой
мостков у устья. Вместе с помощником он отцепляет мостки после их установки.
Оператор вместе с трактористом проверяет качество крепления якорей. Для этого тракторист последовательно подводит трактор к каждой петле, оператор цепляет петлю якоря за фаркопф и дает сигнал на натяжку якоря. После проверки на усилие 45 кН трактор переезжает к следующему якорю.
В это время помощник наблюдает за подгонкой агрегата к устью скважины со стороны, противоположной мосткам. Не доезжая 10 м до устья, агрегат останавливается, оператор с помощником разматывают оттяжки и растаскивают их в стороны. Затем они подготавливают площадку под брусья и подъемный агрегат, укладывают брусья под домкраты агрегата. 122
Рис. IV.3. Схема размещения оборудования у устья ремонтируемой скважины
с ЭЦН:
1 — якорь; 2 — страховочные оттяжки; 3 — приемные мостки; 4, 5 — стеллажи для труб; 6 — рабочая площадка, 7 — скважина, 8 — выкидная линия; 9 — площадка для подъемника; 10 — силовые оттяжки; // — кабеленаматыватель; 12 — культбудка, 13 — осветительная установка; 14 — станция управления ЭЦН и автотрансформатор
Машинист, руководствуясь сигналами оператора, стоящего на мостках, подгоняет агрегат к устью скважины таким образом, чтобы продольная ось агрегата совпадала с осью устья скважины. Одновременно с этим помощник следит за движением агрегата и, когда расстояние между плоскостью ног задней опоры мачты и устьем скважины составляет 1,5 м, дает сигнал на прекращение Движения.
Машинист затормаживает агрегат, ставит его на ручной тормоз, присоединяет заземление к кондуктору и вынимает выносной пульт Управления.
Оператор с помощником устанавливают ноги задней опоры Мачты в нижнее положение. Для этого вытаскивают пальцы, фиксирующие их в верхнем положении, и после опускания ног их устанавливают в отверстие, соответствующее нижнему положению.
123
После этого вращением винтовых домкратов прижимают огто плиты ног к фундаменту, устанавливают боковые откидные ^Нь'е ры, после чего разносят стяжные винты к якорям и цепляют и°^~ петли. За
После проверки исправности узлов подъема и работы упоп верхней секции вышки машинист заполняет маслом полость ги равлических домкратов для подъема мачты. По сигналу оператотЛ находящегося в 15—20 м от агрегата, машинист, работая за вь косным пультом управления, начинает подъем до тех пор, Пок~ мачта не сядет в гнезда задней опоры. ' а
Оператор с помощником прикрепляют нижнюю секцию мачты к задней опоре и открепляют верхнюю секцию от нижней. Машинист по сигналу оператора начинает выдвижение секции вышки до появления светового сигнала на пульте, после чего опускает ее вниз, сажая на упоры.
При подъеме оператор с помощником наблюдают за подъемом секции и оттяжкой канатов. После выдвижения секции вышки они растаскивают оттяжки и зацепляют их за стяжные винты, ранее прикрепленные к петлям якорей.
Центрируют мачту вращением винтовых домкратов таким образом, чтобы ось вращения спущенного крюка совпадала с осью скважины. После центровки оператор с помощником натягивают оттяжки мачты винтами. Затем устанавливают и настилают рабочую площадку.
После размещения и монтажа оборудования бригада приступает к монтажу приспособлений для спуско-подъемочных операций: устанавливают инструментальный столик, монтируют, если они используются при ремонте, штанговый или трубные механические ключи и т. п.
Указывать общий для подземных ремонтов всех видов перечень работ не представляется целесообразным, поскольку он определяется не только целью ремонта, применяемыми инструментами и механизмами, но и традициями выполнения этих операций, существующими в НГДУ или объединениях.
Перед ремонтом скважины, эксплуатируемой Э11Н, рядом с ней в поле зрения тракториста устанавливают кабеленаматыва-тель и пульт управления им. Ось барабана должна быть перпендикулярна к линии, соединяющей его середину с осью скважины. Кабель должен сбегать с верхней части барабана и через подвесной ролик направляться к устью скважины.
У устья скважины располагают инструмент для спуско-подъ-емных работ, вспомогательное оборудование.
Проведению спуско-подъемных операций, расхаживанию труб и всех операций, связанных с применением или извлечением внут-рискважинного оборудования, предшествует разборка устьевой арматуры.
Фонтанную арматуру разбирают следующим образом: вначале отсоединяют боковые фланцы, снимают буферный и вместо него устанавливают подъемный патрубок. После отвинчивания болтов,
124
щих тройник к центровой задвижке, элеватор подводят под подъемного патрубка и осторожно поднимают арматуру
Устьевое оборудование при эксплуатации скважин ШСН
После установки балансира в крайнем верхнем положении на стьевом штоке закрепляют штанговый зажим, отсоединяют канатную подвеску от штока и опускают колонну штанг до тех пор, пока штанговый зажим не сядет на крышку устьевого сальника. После этого, захватив нижний конец балансира канатным штро-цом, поднимают головку и плавно укладывают ее тыльной частью на верхнюю полку балансира, где она находится в течение всего ремонта.
Новые станки-качалки имеют поворотные головки, которые сначала приподнимают с помощью талевой системы, а затем вручную с помощью вспомогательного канатика оттягивают влево или вправо.
После разъединения устьевого штока и поворота головки балансира разбирают устьевое оборудование. Если устье оборудовано сальником несамоуплотняющейся конструкции, сначала отсоединяют выкидную линию, поднимают устьевой шток и освобождают его от зажима, отодвигают сальник от верхней муфты устьевого фланца и поднимают колонну штанг вместе с сальником до выхода очередной штанговой муфты. Под муфту устанавливают штанговый элеватор, который опирается на торец муфты НКТ. После этого штанговую муфту плавно сажают на элеватор и отвичнива-ют устьевой шток вместе с висящим на нем сальником. Для того чтобы последний не мешал отвинчивать резьбовое соединение перед подъемом устьевого штока, его привязывают канатом малого диаметра к штанговому зажиму.
Отсоединенный устьевой шток вместе с сальником укладывают на мостки, после чего скважина готова к подъему штанг и труб.
При использовании самоуплотняющихся сальников разборка УСТЬЯ упрощается, поскольку отпадает необходимость в разборке бокового отвода.
Устьевое оборудование при эксплуатации скважин ЭЦН
Перед разборкой давление в затрубном пространстве снижает, для чего открывают затрубную задвижку. Раскрепляют болты арматуры, разбирают сальник КРБК и устанавливают подъемный Патрубок. На подъемном патрубке размещают элеватор и приподнимают пьедестал, оператор снимает клямсы, после чего пьедестал сажают обратно. Оператор с помощником протаскивают кабель
125
через сальник, заряжают ключ на патрубок пьедестала и развцн чивают его.
По сигналу оператора пьедестал поднимают и опускают ряд0м с рабочей площадкой.
Далее кабель протаскивают через ролик и закрепляют на бара. бане кабеленаматывателя.
Перед подъемом колонны НКТ необходимо вскрыть отверстий в спускном клапане, расположенном над насосом (в противном случае трубы будут подниматься вместе с жидкостью). Для этого во внутреннюю полость НКТ сбрасывают металлический стержень диаметром 35 мм и длиной 650 мм, который ударяет по штуцер^ сливного клапана и обламывает его в месте надреза, в результате чего внутренняя полость НКТ соединяется с кольцевым пространст вом.
Устьевое оборудование нагнетательных скважин разбирается аналогично фонтанной арматуре.
К подготовке скважины к подземному ремонту относится также определение уровня жидкости, места расположения песчаной пробки, длины спущенных труб и аналогичные изменения, позволяющие судить о состоянии скважины.
Уровень жидкости и глубину забоя определяют с помощью лебедки, приводимой в действие вручную или от двигателя автомобиля, на котором она смонтирована. Для измерения применяется желонка, спускаемая в скважину на проволоке под действием собственного веса и веса проволоки. Во время спуска барабан притормаживают, обеспечивая скорость не более 3 м/с. Достижение уровня жидкости или забоя определяют по резкому уменьшению нагрузки и изменению характера вращения барабана.
После этого прекращают сматывать канат с барабана, снимают показания индикатора, регистрирующие вес каната и желонки в жидкости и начинают медленный подъем. Отрыв желонки от уровня жидкости или от забоя определяют либо по резкому изменению показаний индикатора, или •— если используют ручную лебедку — по увеличению усилия, прилагаемого к рукоятке.
Подняв желонку, определяют ее вес в воздухе и вес проволоки Далее вычисляют сумму показаний, характеризующую вес проволоки и желонки, наполовину погруженной в жидкость, после чего спускают желонку вниз, пока индикатор не покажет вычисленное значение. При соответствующей глубине погружения снимают показания счетчика оборотов и находят по ним глубину спуска.
Полученные результаты дублируют, определяя величину погружения при подъеме следующим образом: возможно более точно снимают показания со счетчика и определяют длину проволоки, соответствующую расстоянию от исходного положения желонки до момента появления ближайшей метки—наплавки на проволоке лебедки с ручным приводом или магнитной метки на лебедках агрегатов для исследования скважин,— после этого производят подъем, подсчитывая только число меток, расстояние между к°' торыми равно 100 или 50 м. Складывая первоначально измерей'
126
величину с длиной проволоки, поднятой с расчетом меток, слЯ1от длину проволоки, спущенной в скважину. При проведе-йИ точных расчетов в значение этой длины вводят поправку на Й температурное удлинение под действием собственного веса и веса е дзешенного к ней инструмента. Величины поправок при намот-L проволок различных диаметров приводятся в инструкциях к лебедкам
Глубину забоя скважины определяют аналогичным образом, но вместо желонки используют гирьку, глубину спуска которой отмечают по моменту изменения нагрузки без вычисления средних гчубин погружения желонки.
Определение длины колонны, труб, спущенных в скважину, вычисляют с помощью вилки — стержня, в нижней части которого расположены две свободно вращающиеся вокруг удерживающей их оси планки. Перед спуском верхние концы планок связывают шпагатом так, чтобы в свободном состоянии планки торчали вверх под углом 45—60 ° к вертикальной оси.
Вилку опускают в трубы — при этом планки сходятся и их верхние концы свободно скользят по стенкам труб — до тех пор, пока, выйдя из-под башмака колонны, они под действием собственного веса не повернутся вокруг оси и раздвинутся.
При подъеме вилки планки, упираясь в нижний торец труб, препятствуют ее перемещению вверх, что отражается на показаниях индикатора веса. Длина проволоки, смотанной с барабана лебедки, и соответствующее этой длине увеличение усилия определяют глубину спуска труб. Зафиксировав ее величину, увеличивают натяжку проволоки, обрывают шпагат, после чего планки поворачиваются вниз, занимают вертикальное положение и прибор извлекается на поверхность.
Подобные измерения можно проводить через подъемные или промывочные трубы.
Райберовка насосно-компрессорных труб
Эта операция подготовки труб перед спуском их в скважину выполняется для создания на их внутренних поверхностях фасок, обеспечивающих свободный проход при спуске или подъеме приборов, скребков, плунжеров и т. п. Трубы обрабатывают специальным инструментом — райбером, представляющим собой коническую Фрезу с наклоном образующей конической поверхности к оси в пределах 12—20°.
Для райберовки труб в промысловых условиях их укладывают в РЯД на горизонтальные стойки, после чего обрабатывают торцы тРУб. При этом райбер может вращаться вручную с помощью коловорота или пневмо- или электроинструмента. Во время обрабог-ки ось райбера должна совпадать с осью трубы, в противном слу-Чае размер фаски и угол ее наклона будут переменными При обработке концов труб, на которые навинчены муфты, необходимо пРинять меры предосторожности по защите ее внутренней резьбо-
127
вой поверхности от случайных повреждений райбером. Для этого целесообразно использовать защитные стаканы из листовой стали толщиной 1—1,5 мм, которые перед райберовкой вставляют в от-верстие муфты. В стенке стакана делают два отверстия диаметрои 10—15 мм для извлечения его с помощью стержня, продеваемого в них при заклинивании, смятии и т. п.
После обработки труб с двух сторон их следует продуть воздухом или промыть водой для удаления металлической стружки
Демонтаж и монтаж гидроприводных установок
При эксплуатации скважины штанговым скважинным насосом, приводимым в действие гидравлическим приводом, смонтированным на устье скважины, подземному ремонту должен предшествовать демонтаж установки, а после его окончания — монтаж. Монтажу установки на скважине должен предшествовать спуск колонн насосно-компрессорных труб, штанг и насоса.
Монтируют и демонтируют установку с помощью агрегата подземного ремонта с грузоподъемностью, обеспечивающей подъем установки вместе с колоннами штанг, насосно-компрессорных труб и жидкостью, содержащейся в них, или с помощью автокрана, грузоподъемная сила которого должна соответствовать лишь весу наземной части установки. При работе с агрегатом подземного ремонта монтаж-демонтаж выполняется бригадой ПРС.
Рассмотрим последовательность операций при работе с помощью агрегата подземного ремонта: после доставки на скважину к установке, лежащей на транспортном средстве, присоединяют монтажную тележку. Она крепится к нижнему фланцу установки.
Перед монтажом установка 5 должна быть расположена относительно устья скважины в соответствии со схемой (рис. IV.4, а). Монтажная тележка 7, прикрепленная к установке, соединяется тросом с вспомогательной лебедкой 8, установленной на транспортном средстве 6. (В качестве вспомогательной лебедки может быть использована лебедка автомобиля высокой проходимости.) Элеватором ЭГ 2, подвешенным на крюке талевой системы 1 подъемника, захватывают «грибок» 3, расположенный в верхней части установки. (Вместо элеватора можно использовать специальное монтажное приспособление, захватывающее установку внизу или в средней части.) Поднимать элеватор следует на минимальной скорости, одновременно сматывая трос с барабана вспомогательной лебедки (рис. IV.4, б). Установка в это время одним концом висит на крюке, а другим опирается на монтажную тележку, катящуюся по направляющим рамы транспортного средства.
После подъема установки в вертикальное положение монта*' ную тележку отсоединяют от нижнего фланца и (рис. IV.4, 0г Муфту 12 штанги с устьевым штоком 10 соединяют при помой ^ переводника 11 (рис. IV.4, г). Во время свинчивания вручную *°' лонна насосно-компрессорных труб 14 опирается на элеватор
128
ЛГ
с CJ
Рис. IV.4. Технология монтажа-демонтажа гидроприводной установки на устье
скважины
а муфта /2 штанги — на штанговый элеватор 13 Для установки Ключей при свинчивании следует использовать лыски на устьевом Щтоке установки, переводнике и квадрате штанги.
После свинчивания установку вместе с колонной штанг приподнимают вверх, штанговый элеватор убирают и опускают установ-КУ до соприкосновения переводника устьевой трубы с муфтой ко-лонны насосно-компрессорных труб.
Колонну насосно-компрессорных труб с устьевой трубой (рис IV.4, д) свинчивают также вручную при помощи цепного
" Зак 840 129
ключа, установленного на переводнике 9, одновременно стопорЯт насосно-компрессорную трубу 14, опертую на элеватор.
После свинчивания резьбового соединения установку вместе с колонной труб поднимают, освобождают элеватор, проверяют состояние уплотнения на торце переходного фланца 16 и опускают вниз для стыковки фланцев (рис. IVЛ, е). Затем соединяют гибким шлангом 17 муфту устьевой трубы с промысловым коллектором, а кабель электродвигателя подключают к станции управления.
После общего осмотра установки и проверки заполнения ее бака рабочей жидкостью необходима регулировка основных гидравлических аппаратов, лишь тогда привод может быть включен в работу.
Установку демонтируют в обратном порядке. В зависимости от типа установки и ее конструктивных особенностей отдельные фазы монтажа могут иметь незначительные отличия, что предусмотрено в инструкции по монтажу и эксплуатации установок.
Продолжительность выполнения всех перечисленных операций монтажа составляет 20—30 мин при слаженной работе бригады подземного ремонта.
Монтаж и демонтаж установки при помощи подъемного крана рассмотрим на примере установки аналогичного типа.
1. Демонтируемую установку останавливают в момент, когда полированная труба находится в верхнем положении. Под муфту устьевой трубы подставляют монтажную трубную подставку.
2. Кран, соединяющий подпоршневую полость цилиндров с баком, открывают. При этом колонну труб или штанг (или обе вместе) начинают перемещать вниз. После посадки устьевой трубы на подставку кран закрывают.
3. Кулачок реверса устанавливают в положение, соответствующее ходу штанг вверх, и, включив двигатель, заполняют подпорш-невой объем гидроцилиндров рабочей жидкостью. При этом поршень штангового цилиндра поднимают вверх. Это продолжают до тех пор, пока высота подъема соединительной муфты не будет достаточной для установки между ней и соединительной муфтой устьевой трубы штанговой подставки.
4. Вторично открывают вентиль, соединяющий подпоршневые полости цилиндров с баком. При этом соединительную муфту устьевого штока опускают вниз до штанговой подставки.
5. Удерживая кулачок системы реверсирования в положении, соответствующем ходу штанг вверх, включают двигатель до тех пор, пока нижняя траверса не опустится вниз настолько, что станет возможным удаление двух подкладных полуколец, фиксирующих муфту устьевой трубы относительно нижней траверсы. После этого станет возможным перемещение нижней траверсы вверх, а муфта при этом будет проходить через нее.
6. Шток штангового цилиндра отсоединяют от устьевого штока путем развинчивания муфты.
7. Гибкий шланг, идущий от устьевой трубы до промыслового
130
коллектора, отсоединяют, предварительно закрыв задвижку на коллекторе. Если фланец установки выполнен разрезным (подковообразным), то эту операцию выполнять не обязательно, поскольку при дальнейшем перемещении установки гибкий шланг пройдет через вырез.
8. После отключения кабеля электродвигателя от блока управления, захвата установки грузоподъемным устройством (например, автомобильный кран) всю установку в сборе медленно поднима-JOT строго вертикально. Муфта устьевой трубы при этом проходит через траверсу, а устьевая труба и устьевой шток опираются на нижний фланец установки через трубную и штанговую подставки.
9. После подъема на достаточную высоту установку отводят вбок поворотом стрелы крана и опускают на транспортное средство. При ее укладке необходимо следить за тем, чтобы бак и трубопроводы не были повреждены, а сама установка укладывалась бы на грань, свободную от трубопроводов, двигателя, аппаратов и т. п.
Крюк крана опускают вниз до тех пор, пока промежуточный фланец установки не соприкоснется с транспортным средством, после чего фланец фиксируют коротким тросом или шарнирно закрепленной тягой и при одновременном повороте стрелы и опускании крюка укладывают установку на транспортное средство.
Установку с помощью крана монтируют по аналогичной технологии, но все перечисленные операции выполняют в обратном порядке.
Для проведения ремонта скважин агрегаты устанавливают на площадке, обеспечивающей удобное обслуживание оборудования. Площадка должна иметь надежные упоры или приспособления для крепления подъемника или располагаться с наветренной стороны с учетом господствующего направления ветров.
Запрещается без индикатора веса поднимать или спускать НКТ в скважину, а также вести ремонтные работы, связанные с рас-хаживанием и натяжкой труб, независимо от глубины скважины.
При ремонте скважин, оборудованных вышкой или мачтой, ходовой конец талевого каната должен проходить через оттяжной РОЛИК, при этом канат не должен касаться элементов вышки или мачты и пересекать мостки и рабочую площадку. Оттяжной ролик Должен крепиться к рамному брусу вышки или мачты, отдельному Фундаменту или специальному приспособлению и иметь металлическое ограждение. Применение канатных петель для крепления ог-тяжных роликов запрещается.
В тех случаях, когда нагрузка превышает допустимую для вышки или мачты, применяют гидравлические домкраты.
Перед разработкой устьевой фонтанной или компрессорной, эрматуры, а также глубинно-насосной скважины следует в кольцевом и затрубном пространстве постепенно снизить давление до этмосферного.
Текущий ремонт скважины со стационарной вышки может быть Допущен без оттяжного ролика, если:
5* 131
подъемник устанавливают на расстоянии не более 2,5 м от ус тья скважины;
кронблок оборудуют дополнительным роликом, выводящим хо довой конец талевого каната за габариты вышки;
неподвижный конец талевого каната укрепляют у ног вышки противоположной от подъемника стороны.
При капитальном ремонте скважины разрешают работать без оттяжного ролика (на прямую), если трактор-подъемник установлен вплотную к рамному брусу вышки и служит не только для выполнения спуско-подъемных операций, но и как привод к ротору.
В этом случае для работы на безопасной катушке устанавливают дополнительную площадку, роторную цепь и звездочки на вачу лебедки подъемника и на валу ротора ограждают металлическим кожухом с подстилающим направлением, подъемник оборудуют искрогасителем.
При текущем и капитальном ремонтах скважин бригады должны быть проинструктированы и обучены безопасному ведению работ на случай открытого нефтегазовыброса в соответствии с планом мероприятий по ликвидации выбросов, который должен быть разработан для каждой бригады.
Рабочая площадка у устья должна иметь размер не менее 4Х Хб м при оборудовании скважины вышкой и не менее 3X4 м при оборудовании мачтой. Мостки должны быть шириной не менее 1 м, стеллажи должны обеспечивать возможность укладки труб и штанг, необходимых для данной скважины. Длина мостков и стеллажей должна обеспечивать свободную укладку труб и штанг без свисания их концов. При возвышении мостков над землей более чем 0,5 м на них устанавливают сходни. Для предотвращения раскатывания труб стеллажи оборудуют предохранительными стойками.
При дос!авке на скважину или вывозе с нее насосно-компрес-сорных труб, штанг и другого оборудования выполняют следующие правила:
при погрузочно-разгрузочных работах в ночное время рабочие места освещают прожекторами или другими электрическими светильниками, обеспечивающими освещенность не менее 5 лк при перемещении грузов вручную, 10 лк при перемещении грузов с помощью подъемных механизмов;
при погрузке-разгрузке труб и других длинномерных грузов принимают меры против самопроизвольного скатывания их со штабелей или транспортных средств;
запрещается перед разгрузкой труб со стеллажей или транспортных средств извлекать удерживающие стойки, а также клинья со стороны, противоположной месту разгрузки;
погрузочно-разгрузочные работы проводят, как правило, механизированным способом: при помощи кранов, погрузчиков и малой механизации;
запрещается поддерживать, разворачивать и направлять пере-
132
мещаемый груз непосредственно руками, эти операции выпотняют при помощи крючка, веревки, прикрепленной к грузу,
во время нахождения груза на весу запрещается исправлять его положение в стропах, а также положение стропов и подъемных приспособлений,
запрещается применять грузоподъемные приспособления для подтаскивания тяжестей под стрелу, вытаскивать груз, зажатый между другими предметами, срывать примерзшие или углубленные в землю предметы,
при механизированной погрузке и разгрузке поднимаемые длинномерные предметы увязывают двумя стропами с применением траверс;
скважинные штанговые насосы, барабан с кабелем, погружной электроцентробежный насос, его электродвигатель и протектор перевозят только на специально оборудованных транспортных средствах при надежном креплении перевозимого оборудования
§ 3. СПУСКО-ПОДЪЕМНЫЕ ОПЕРАЦИИ
Колонну насосно-компрессорных труб в большинстве случаев спускают путем наращивания ее по одной трубе, трубы предварительно укладывавают штабелем на мостках На один конец каж дои трубы, лежащей в штабеле, навернута муфта, а все трубы уложены в несколько рядов муфтами к скважине, между отдельными рядами находятся деревянные прокладки, позволяющие легко подкатывать трубу
Процесс спуска колонны состоит из многократно повторяющихся операции, выполнение которых необходимо для спуска одной трубы
подъема трубы с мостков,
очистки резьбы и посадки ее нижнего конца в муфту спущенной до этого трубы,
установки трубного ключа (в ряде случаев надевания стопорного ключа), свинчивания резьбового соединения и снятия ключа
спуска трубы в скважину,
фиксирования колонны труб
Подъем колонны труб состоит из следующих операций
подъема колонны НКТ из скважины на длину грубы,
фиксирования колонны труб,
установки трубных ключей, развинчивания резьбового соединения и снятия ключей,
опускания трубы и укладки ее на мостки
В зависимости от имеющегося комплекта инструментов содержание перечисленных операций и способы их выполнения могут изменяться
В настоящее время используют следующие технологии спуско-подъемных операций, содержание которых обусловлено набором применяемых инструментов (или аналогичных им)
двух элеваторов и ручных трубных ключей,
133
слайдера, одного элеватора ЭГ и ручных ключей;
элеватора ЭГ и автомата АПР.
Следует иметь в виду, что первая технология предусматривает использование тяжелых «балочных» элеваторов и исключает применение механических ключей. Она сопряжена с ручным перемещением элеваторов от устья скважины к трубам, лежащим на мостках (и наоборот), необходимостью прикладывать значительные усилия к трубным ключам при свинчивании или развинчивании резьбовых соединений.
Применение второй технологии исключает ручное перемещение элеваторов, но предусматривает свинчивание (или развинчивание) резьбовых соединений вручную.
Использование последней технологии сводит трудоемкость операций подземного ремонта к минимуму и повышает темп их проведения.
Спуско-подьемные операции с использованием двух элеваторов
Один элеватор удерживает часть колонны, уже спущенную в скважину, второй элеватор оператор вместе с помощником переносят к мосткам и одевают его на очередную трубу, несколько выдвинутую из штабеля. Оператор закрывает элеватор, поворачивает его створкой вверх; в это время помощник проверяет шаблоном внутренний диаметр подготовленной к подъему трубы, очищает и смазывает резьбу ее муфты. После этого вдвоем они выводят штропы из проушин элеватора, удерживающего колонну НКТ на !устье (он опирается на фланец колонной головки), и оттягивают крюк с висящими штропами ко второму элеватору. Введя штропы в проушины элеватора, вставляют предохранительные пальцы.
Оператор дает сигнал трактористу, тот включает лебедку и поднимает трубу. При этом помощник идет рядом с трубой и после подъема ее с мостков передает оператору, который левой рукой принимает нижний конец трубы и, держа щетку в правой руке, очищает резьбу трубы. По сигналу оператора тракторист медленно опускает трубу, а оператор направляет ее конец в муфту. После посадки трубы в муфту тракторист останавливает лебедку, оператор надевает ключ и вместе с помощником свинчивает соединение, закрепляя резьбу до отказа, затем снимает ключ.
Тракторист приподнимает трубу вместе со всей колонной НКТ, спущенной в скважину ранее, при этом элеватор (находившийся на устье скважины), на который она опиралась, освобождается, оператор открывает его и вместе с помощником переносит к мосткам. В это время тракторист опускает колонну труб вниз, пока элеватор, на котором она висит, не коснется устья.
После этого весь цикл повторяют.
Колонну труб поднимают следующим образом: свободно висящие на крюке штропы подают к элеватору, нагруженному колон-
134
дои труб, находящейся в скважине, заводят их в проушины элеватора и вставляют предохранительные пальцы. Выполнив это, оператор дает сигнал трактористу на подъем элеватора, а сам вместе с помощником направляется к мосткам и открывает элеватор, установленный на трубе, поднятой раньше и лежащей на лостках. Вдвоем они снимают и переносят элеватор, устанавлива-ют его на фланец колонной головки.
Пока колонну поднимают, помощник оператора укладывает на мостках поднятую ранее трубу в соответствующий ряд и подносит приспособление, предохраняющее резьбу трубы от повреждений, к началу мостков.
Когда колонна труб поднята на высоту, обеспечивающую свободную установку элеватора, тракторист останавливает лебедку, оператор устанавливает элеватор, закрывает его и дает сигнал трактористу. Он плавно опускает колонну НКТ, удерживаемую верхним элеватором, сажая муфту трубы на нижний элеватор.
Оператор берет ключ и надевает его на трубу, помощник берет стопорный ключ и надевает его на муфту, после чего, вручную вращая ими трубу, они завинчивают резьбовое соединение. После съема ключей помощник оператора отводит трубу к мосткам, предварительно повернув ее так, чтобы створка элеватора была обращена к мосткам. После установки трубы в приспособление, предохраняющее резьбу, помощник оператора направляет ее при опускании на мостки.
Оператор с помощником освобождают элеватор уложенной трубы от штропов, для чего вытаскивают предохранительные пальцы и выводят штропы из проушин элеватора.
При этой технологии оператор с помощником должны выполнить две трудоемкие операции — перенос элеватора от мостков к устью скважины (или наоборот) и свинчивание (или развинчивание) вручную резьбового соединения.
Исключить одну из этих операций позволяет использование клинового захвата и элеватора ЭГ.
Обязанности оператора обычно выполняет оператор 6-го разряда, а помощника — оператор 4-го разряда.
Спуско-подъемные операции с использованием одного элеватора
Перед началом спуска (или подъема) колонны НКТ на устье скважины монтируют спайдер, включающий в себя клиновый захват, а элеватор (типа ЭГ) постоянно подвешивают на крюке талевой системы. Трубы, приготовленные для спуска, находятся на мостках.
Каждую трубу в скважину спускают следующим образом.
Оператор, взявшись за ручку элеватора левой рукой, а правой за штроп, оттягивает элеватор в сторону мостков, помощник оператора (далее просто помощник) помогает ему, держа элеватор за штроп. Одновременно тракторист растормаживает лебедку и
135
плавно спускает талевый блок с подвешенным к крюку элеватором до тех пор, пока оператор не подведет элеватор к трубе. После это. го тракторист прекращает спуск элеватора и затормаживает лебедку. Оператор надевает элеватор на трубу, захлопывает его створку правой рукой и запирает фиксатором, после чего поворачивает элеватор створкой вверх.
В это время помощник помогает оператору, удерживая крюк оттянутым в сторону.
После зарядки элеватора оператор дает сигнал трактористу. Он включает лебедку и, предварительно выключив тормоз, поднимает элеватор вместе с трубой, лежащей на мостках. Тракторист продолжает подъем трубы до тех пор, пока она не повиснет над устьем скважины, после чего включает тормоз. Конец висящей трубы помощник передает оператору, который удерживает ее левой рукой и, держа в правой щетку, очищает резьбу. В это время помощник надевает стопорный ключ на муфту трубы, удерживаемую клиновым захватом или слайдером (в том случае, если часть колонны труб, спущенная в скважину, проворачивается при свинчивании резьбы), после чего идет на мостки и выдвигает из штабеля очередную трубу, перемещая ее к устью скважины и обеспечивая возможность свободной установки на нее элеватора.
После очистки резьбы тракторист по сигналу оператора выключает тормоз и плавно опускает трубу. Оператор при этом двумя руками держит трубу, обеспечивая ее точную посадку в муфту.
Оператор надевает ключ на трубу, свинчивает резьбовое соединение до отказа, после чего снимает ключ. Помощник оператора снимает стопорный ключ и отходит к трубам, лежащим на мостках. Шаблоном он проверяет диаметр очередной трубы, очищает резьбу ее муфты и смазывает графитовой смазкой. В это время оператор освобождает рычаг клинового захвата от предохранителя и дает сигнал трактористу, который включает лебедку и приподнимает колонну труб, обеспечивая расклинивание захвата. Затем оператор поднимает рычаг клинового захвата, в результате чего поднимаются клинья. После этого тракторист опускает трубу в скважину и плавно сажает ее для заклинивания спайде-ром, когда оператор отпускает рычаг клинового захвата и ставит его на предохранитель. При этом колонна труб оказывается зафиксированной клиновым захватом, а барабан лебедки заторможен. Оператор освобождает фиксатор, открывает створку элеватора, правой рукой тянет элеватор к себе и снимает его с трубы. Далее весь цикл при спуске последующей трубы повторяется. Колонну труб поднимают в следующем порядке. Оператор подает элеватор, снятый ранее с поднятой трубы, к устью скважины. Для этого он левой рукой берется за ручку элеватора, правой — за штроп и надевает элеватор на трубу, зафиксированную в слайдере. Правой рукой он захлопывает створку элеватора и запирает фиксатором, ориентирует элеватор таким образом, чтобы при укладке трубы на мостки створка элеватора была бы сверху. Далее левой рукой оператор освобождает рычаг
136
клинового захвата от предохранителя и дает сигнал трактористу. QH включает лебедку, поднимая трубу из скважины до тех пор, пока муфта следующей трубы не будет поднята на высоту, позволяющую надеть элеватор. После этого оператор дает сигнал трактористу, и он прекращает подъем труб из скважины.
Помощник оператора в течение всего этого времени укладывает ранее поднятую трубу на мостках и подносит приспособление для предохранения резьбы трубы к началу мостков.
Оператор опускает рычаг клинового захвата и ставит его на предохранитель, одновременно с этим тракторист плавно опускает элеватор, сажая трубы на клиновой захват, после чего затормаживает барабан лебедки.
Оператор надевает ключ на трубу, а помощник (при необходимости)— стопорный ключ на муфту трубы, после чего резьбовое соединение полностью развинчивают, не допуская недоразвннчи-вания. Ключи снимают, и тракторист по сигналу оператора приподнимает трубу. Помощник отводит трубу в сторону, устанавливает ее на приспособление, облегчающее перемещение по мосткам и исключающее порчу резьбы, после чего направляет трубу при опускании ее и укладке на мостки. В это время тракторист опускает крюк с элеватором, пока труба не примет горизонтальное положение. Оператор освобождает фиксатор, открывает створку элеватора и снимает его с трубы.
При спуско-подъемных операциях тракторист должен обеспечивать плавный без рывков подъем колонны при снятии нижнего элеватора или освобождении клинового захвата, и особенно плавную посадку свинчиваемой трубы в муфту или же всей колонны на элеватор или клиновой захват.
В процессе свинчивания муфт необходимо добиваться завинчивания резьбы на полную длину и не допускать вращения колонны, спущенной в скважину. Для исключения этого явления следует устанавливать на муфте контрключ. Обычно после спуска 8—12 труб трение, обусловленное их весом, становится достаточным и надобность в контрключе отпадает.
Следует также иметь в виду, что ослабление затяжки резьбового соединения ударами ручника по муфте не рекомендуется.
Спуско-подьемные операции с использованием механических ключей (автоматов)
Организация рабочего места при работе с автоматом позволяет обеспечить более эффективное его использование и Ускоряет темп спуско-подъемных операций. Рядом с устьем устанавливают столик для ключей и подкладной вилки. Нельзя бросать инструменты на пол, так как при этом они загрязняются и Для выполнения следующего цикла операций нужно совершать дополнительные движения —• нагибаться за ними. Все операции по Управлению автоматом, установке и снятию ключей и элеватора Выполняет только один человек — оператор или помощник. Выпол-
137
нение их вдвоем не допускается, так как может привести к несчастному случаю.
Спуско-подъемные операции выполняются вахтой в составе трех человек — тракториста, управляющего агрегатом, оператора работающего с автоматом, и помощника, оттаскивающего и укладывающего трубы на мостки при подъеме, а при спуске — очищающего и смазывающего резьбу и подающего трубу к автомату.
Подготовительные работы при применении автомата. Перед работой автоматом АПР или аналогичных конструкций его устанавливают на устье скважины, которая должна иметь горизонтально расположенный стандартный фланец. Высота расположения фланца над полом должна быть не менее 100 мм, в противном случае автомат следует устанавливать на переводник.
Несовпадение вертикальных осей крюка талевой системы и устья скважины не должно превышать 50 мм при работе с одной трубой и 100 мм при работе со свечами, состоящими из двух труб.
С мостков автомат подтаскивают к устью скважины при помощи талевой системы. Предварительно в муфту верхней трубы, опирающейся на двухштропный элеватор /, ввинчивают монтажный патрубок 2 длиной 0,8 м (рис. IV.5, а), а на крюк талевой системы надевают элеватор ЭГ 3 и монтажные стропы 4, крюки которых захватывают автомат (рис. IV.5, б). После подъема автомата оператор и помощник надевают автомат на патрубок и, опустив его на высоту 1,5 м, вставляют в него подвеску с клиньями. При этом необходимо следить, чтобы клинья попали между стопорными винтами. При правильной установке клиньев подвеска поднимается и опускается при перемещении балансира. Клинья можно устанавливать и в смонтированный на устье скважины автомат.
Крюк талевой системы опускают до тех пор, пока не появится возможность захвата элеватором 3 муфты монтажного патрубка 2. После его захлопывания элеватор приподнимают и освобождают вспомогательный элеватор 1 (рис. IV.5, в).
После этого автомат болтами крепят на устье скважины. Подвешенную на элеваторе колонну труб сажают на автомат, а монтажные штропы 4 снимают (рис. IV.5, г).
Автомат с помощью штепселя подключают к переключателю, а переключатель к сети. Особое внимание следует обращать на состояние линии заземления автомата.
После выполнения этих операций автомат готов к работе.
В том случае, если колонна НКТ еще не спущена в скважину автомат устанавливают, как и было описано, но при этом на крю талевой системы элеватор 3 не подвешивают.
Для уменьшения трудоемкости подготовки автомата к Р °HQ особенно на скважинах, где предполагается спуск труб, его М°х10. подтаскивать к устью скважины и монтировать отдельными • }( ками — сначала автомат с центратором, потом электропривод ,( балансир с грузом. После монтажа узла автомата и посадки (
138
c- IV.5. Подготовительные операции при монтаже автомата на устье скважины
а есть) колонны труб на клинья с помощью болтов присоеди-tox привод. Предварительно вал червяка автомата устанавли-1°т таким образом, чтобы прорези расположенной на нем полурасполагались по вертикальной линии, а прорези муфты !ля — по горизонтальной линии. После совмещения половин *Уфт двигатель соединяют с автоматом. Болты, соединяющие
139
Рис. IV 6 Технология спуска труб с использованием автомата АПР
отдельные блоки, следует крепить до отказа, но лишь после того, как оператор убедился в том, что кулачки полумуфт попали в соответствующие им пазы.
Спуск труб состоит из следующих повторяющихся циклов Оператор правой рукой берет элеватор 1 за ручку (рис IV 6, а), левой оттягивает защелку и снимает элеватор с трубы 2, спушен~ ной ранее и установленной на клиньях Он передает его помощнику (рис. IV.6, б), который оттягивает крюк с открытым элеватором к мосткам и, держа его за ручку правой рукой, подает к трубе 3 (лежащей на мостках), несколько ниже муфты Энергич~ ным движением левой руки он захлопывает створку так, чтобы защелка закрывалась, и переворачивает элеватор замком кверхУ Затем элеватор перемещают по трубе к муфге до тех пор, пока ег створка не опустится (рис. IV.6, в).
После этого тракторист начинает подъем крюка, а тр>бу под ют к устью скважины, при этом помощник удерживает ее ниэкя* конец. Далее помощник очищает резьбу трубы, а оператор вает резьбу муфты (рис. IV.6, г).
140
Оператор устанавливает трубный ключ на 15—20 мм выше на-езанной части трубы (рис IV.6, <3), затягивает его на трубе и да-Р сигнал трактористу, который начинает медленно опускать крюк, о это время оператор направляет трубу в муфту и после ее посадки включает двигатель автомата на свинчивание (рис. IV.6, е).
После остановки водила 5 немедленно дается реверс — водило ращается в обратную сторону до тех пор, пока не ударит ключ «о тыльной стороне рукоятки и повернет ключ на трубе, ослабляя его затяжку, после чего ключ легко снимается (рис. IV.6, ж, з).
По сигналу оператора тракторист приподнимает колонну труб на высоту, необходимую для подъема клиньев противовесом /рис IV 6, и), и опускает ее, пока элеватор / не надавит на подвес-ку и клинья не захватят трубу (рис. IV.6, к). После этого элеватор 1 снимают, цикл работ повторяют.
При спуске труб завинчивать резьбовые соединения следует следующим образом
не равнопрочные трубы диаметром 48 и 60 мм при выключенном маховике;
равнопрочные трубы диаметром 60 мм и неравнопрочные трубы диаметром 73 мм — при включенном маховике;
трубы диаметром 89 и 102 мм — при включенном маховике и дополнительными ударами водилом по ключу при предварительном отводе его не менее чем на 3Д окружности.
Подъем труб начинают с захвата муфты трубы элеватором 1, постоянно висящим на крюке (рис. IV.7, а). Оператор, держа члеватор правой рукой за ручку, левой рукой захлопывает створку (рис. IV 7, б). По сигналу оператора тракторист начинает подъем колонны до появления следующей муфты (рис. IV 7, в).
Высота подъема муфты (рис. IV.7, г) должна позволять подложить оператору под ее нижний торец подкладную вилку 2, которую он держит левой рукой. После этого тракторист опускает колонну, и муфта, давя на вилку, опускает подвеску автомата — происходит захват колонны клиньями (рис. IV.7, d). Затем опера-юр выдергивает вилку из-под муфты 3, а правой рукой устанавливает ключ 4 (рис IV.7, е) непосредственно над муфтой 3, а при подъеме равнопрочной колонны — на цилиндрической части трубы над высадкой. Установка ключа на конической поверхности трубы — переходной от ее тела к замку — приведет к повреждению тРУбы и поломке ключа. Перед установкой ключа его сухарь от-водят в крайнее положение.
При установке ключа следует иметь в виду, что взаимное расположение ключа 4 и водила 5 автомата должно обеспечивать Св°бодный поворот водила на '/2—3Д окружности. Выполнение Этого условия необходимо для того, чтобы вал электродвигателя Маховиком успели разогнаться и обеспечить на рукоятке ключа омент, необходимый для страгивания резьбы. Поэтому водило Цтомата следует останавливать все время в одном положении, еспечивая при установке ключа указанное требование
Если при первой попытке (рис. IV.7, ж) отвернуть резьбу не
141
Рис. IV.7. Технология подъема труб с использованием автомата АПР
удается (колонна труб длительное время не разбиралась или находилась в скважине пластовая жидкость, которая содержит кор-розионно-активные компоненты), то после остановки водила автомата необходимо немедленно переключить рукоятку управления на реверс и отвести водило на угол, соответствующий 3/^ окружности, после чего повторить отвинчивание (рис. IV.7, з).
После страгивания коническая резьба легко развинчивается и подпружиненный крюк талевого блока выдергивает ее из резьбы. Оператор открывает ключ (рис. IV.7, и), ударяя медным или дере~ вянным молотком по малой защелке ключа, и кладет его на стол. В это время помощник принимает отвинченную трубу и оттягивает ее к мосткам (рис. IV.7, к). После укладки трубы на мосткя помощник, взявшись левой рукой за ручку элеватора, оттягивает правой защелку, открывает створку, снимает элеватор с трубы й
142
Одает его к автомату, после чего все операции цикла повторя-
При подъеме последних 8 — 12 труб колонна может проворачиваться в клиньях из-за малой силы трения между ними и трубой. g этом случае необходимо использовать стопорный ключ, который йадеваю1 на муфту и упирают рукояткой в подвеску автомата. ]-{адо стараться одевать ключ таким образом, чтобы угол прово-рота трубы в клиньях, а вместе с тем и порча поверхности трубы были бы минимальными.
Трубы всех диаметров следует отвинчивать только при включенном маховике, в противном случае потребуются дополнительные удары водилом по ключу, что приводит к преждевременному износу привода.
Демонтаж автомата выполняют в обратном порядке. Перед демонтажем автомата необходимо отключить кабель от сети (рис. IV.8, а— г).
В процессе работы с автоматом следует придерживаться следующих правил:
при подъеме последних и спуске первых труб клиньями следует управлять вручную, для чего груз с балансира следует снимать;
не следует допускать лишних включений и выключений привода — это приводит к уменьшению его срока службы;
при остановке водила в период свинчивания или развинчивания необходимо немедленно переключить рукоятку выключателя в положение «стоп», а затем «реверс», в противном случае двигатель быстро выйдет из строя.
Во время спуска колонны не допускается захват клиньями за муфгы труб- — это приводит к поломке плашек или клиньев и аварии.
Особые работы, выполняемые с помощью автомата. В процессе подъема колонны труб может возникнуть необходимость в подкреплении (дополнительной затяжке) нерабочих резьбовых соединений муфт. Для выполнения этой операции на муфту надевают ключ соответствующего размера (следующего большего размера, чем устанавливаемый на трубы), а двигатель автомата включают на свинчивание.
Спуск (подъем) колонны штанг
Спуск (или подъем) колонны штанг с укладкой их на мостки включает в себя те же операции, что и спуск (подъем) колонны тРуб, однако выполняют их иными инструментами и механизмами.
Колонну штанг можно спускать (поднимать) с использованием Ручных или механических ключей. Перед спуском колонны штан-ги уложены горизонтально на мостках, на верхней муфте спущен-н°й ранее колонны НКТ установлена направляющая воронка.
Перед спуском насосных штанг каждую из них внимательно осматривают и дефектные штанги бракуют и убирают с мост-Ков в сторону.
143
Рис. IV.8. Заключительные операции при демонтаже автомата с устья сква
жины
При спуске штанг оператор оттягивает крюк к мосткам, а по мощник накидывает на крюк штроп элеватора, надетого на кра" нюю штангу. После сигнала оператора тракторист включает ?° бедку и поднимает элеватор со штангой При достижении
144
ойцом штанги края мостков помощник придерживает ее и передает оператору.
Во время подъема штанги оператор надевает ключ на квадрат цгганги, спущенной в скважину ранее и операющейся на второй элеватор, установленный на устье скважины, очищает щеткой пезьбу ее муфты и смазывает графитовой смазкой. Приняв от по-^ощника поднятую штангу, оператор надевает штанговый ключ ра квадрат нижнего конца штанги и направляет ее нижний конец с резьбой в муфту. Вручную вращая ключ, оператор свинчивает резьбовое соединение, дает сигнал трактористу, тот включает лебедку и приподнимает свинченную колонну штанг. Помощник открывает затвор нижнего освободившегося элеватора и снимает его По сигналу оператора тракторист опускает крюк, а вместе с ним и всю колонну штанг в скважину и сажает загруженный элеватор на направляющую воронку.
Во время спуска колонны помощник переносит элеватор к мосткам и надевает его на очередную штангу.
После посадки элеватора оператор левой рукой отжимает предохранитель крюка, правой освобождает штроп и оттягивает крюк к мосткам, помощник приподнимает элеватор со штангой и накидывает штроп на крюк. Далее весь цикл работ повторяется.
Подъем штанги начинают с подачи оператором крюка к устью скважины и накидывания на него штропа загруженного элеватора. Последний удерживает колонну штанг, находящуюся в скважине, и опирается на направляющую воронку. По сигналу оператора тракторист начинает подъем колонны.
В это время оператор подходит к мосткам, отрывает замок элеватора, установленного на ранее поднятой штанге, снимает его, переносит к устью скважины и устанавливает на фланце После подъема из скважины муфты следующей штанги оператор устанавливает элеватор на штангу под ее высаженную часть, закрывает левой рукой затвор элеватора и поддерживает правой штроп, пока тракторист не посадит колонну штанг на элеватор.
Оператор надевает ключи на квадраты верхней и нижней штанг, отвинчивает резьбовое соединение вручную, вращая ключи, после чего левой рукой снимает верхний ключ. Убедившись в том, что резьбовое соединение развинчено, он дает сигнал и тракторист приподнимает штангу. Оператор правой рукой передает нижний конец штанги помощнику, он отводит ее в сторону и при спуске крюка укладывает на мостки.
Оператор снимает нижний ключ, переходит к началу мостков, отжимает предохранитель крюка и освобождает его от штропа ЗДеватора, установленного на только что уложенной на мостки Штанге.
После этого цикл работ повторяется.
Ударять по муфте и телу штанги ручниками, молотком и т. п. запрещается.
Поднятые из скважины штанги укладывают на мостки рядами, которыми прокладывают деревянные рейки. Укладываемые
Зак 840 145
на мостки штанги должны опираться не менее чем в R равномерно распределенных по длине. Провисание кони Т°ЧКах не допускается. Класть на штанги какие-либо инструмен Н Щта«!" более ходить по ним нельзя. Ь1> а Те^
Для облегчения выполнения наиболее трудоемкой one свинчивания (или развинчивания) резьбовых соединений ^ации ~~-штанг — применяют специальные механизмы — механ"°Л°ННьг штанговые ключи. ИЧески&
При спуске (подъеме) колонны механический ключ ливают либо на кронштейне, либо на пружинной подвеске \/анав'
n
ляет ключом оператор. Механические ключи заключают стопорный ключ, поэтому при свинчивании или развинчивС6б& соединений отпадает необходимость в использовании двух аНИИ чей. у Клю~
Описанная технология спуска и подъема штанг предусматпи ет укладку их на мостки после извлечения из скважины. Опеоа' ции, связанные с выбросом штанг на мостки и подачей обратно к скважине, сопровождаются их изгибом. При этом возможно появление пластических (остаточных) деформаций, зоны образования которых в дальнейшем становятся очагами их разрушения.
Вероятность пластического деформирования штанг при их спуске (подъеме) свечами по сравнению с одиночными резко возрастает. Именно поэтому укладка штанг на мостки коленами запрещена.
Расчеты показывают, что использование искривленных штанг„ стрела прогиба которых менее 10 мм, приводит к увеличению максимальных напряжений, действующих в ее теле, в пять — восемь раз по сравнению с прямолинейными.
Поэтому использование гнутых, а также правленых штанг не допускается. Для исключения деформации штанг, их следует укладывать отдельно от труб на специальные мостки.
Для предотвращения порчи штанг используют несколько способов их накопления и хранения в процессе подземного ремонта, наилучший — подвеска их в вертикальном положении. Для этого используют специальные шурфы, находящиеся рядом со скважиной, и подвески (люстры), укрепляемые в верхней части выш ки на высоте 16 м от мостков. При их использовании в процес^ подъема штанги поднимаются коленами и подвешиваются за ловку. нг
Приспособления различных конструкций для подвески щее особенно широко внедрялись в 50-х годах, однако в насттствИ-время практически не используются. Это объясняется отс> т0„ ем на большинстве скважин эксплуатационных вышек, н рых монтировали приспособления для подвески штанг, ооор нием практически всех скважин приустьевыми площадками ками для укладки штанг, повышением культуры проведена ных операций бригадами подземного ремонта. ть с^
При спуско-подъемных операциях необходимо выпол дующие правила техники безопасности. С0
При отвинчивании устьевого штока и соединении ег
146
евой сальник должен быть прикреплен к штанговому эле-Уст
заклинивании плунжера скважинного насоса колонну ПРЙ „едует отвинчивать только с использованием безопасного
^Loro ключа.
|ФУ f 1 дку подъемника следует включать только по сигналу опе-
ратора- я перерыва в работе при подъеме или спуске труб и
запрещается оставлять талевую систему под нагрузкой. "^гГлъемный крюк должен иметь амортизатор и исправную йнную защелку, он должен свободно вращаться вокруг своей
оС0ггри работе без автомата штанги или трубы следует спускать
кважину через направляющие воронки.
8 Пои подъеме штанг или труб с мостков или укладке их на остки элеватор должен быть повернут замком (створкой) вверх, штыри, вставляемые в проушины элеватора, должны быть привязаны к штропам.
При выбросе труб на мостки их свободный конец должен устанавливаться на скользящую подкладку — салазки, лоток и
т. п.
Выброс на мостки и подъем с них штанг разрешается только во одной штанге, насосно-компрессорных труб диаметром более 51 мм — по две (двухтрубками) при условии, что их длина не превышает 16 м, а вышка или мачта имеет высоту не менее 22 м и ее конструкция допускает свободный проход труб. При переоснастке талевой системы освобождаемые струны каната должны быть отведены в сторону и закреплены при обеспечении радиуса изгиба, равного не менее девяти диаметрам талевого каната.
Канат талевой системы, оставляемой на вышке по окончании работ, должен быть смазан, талевый блок отведен в сторону и надежно закреплен за рамный брус или ногу вышки.
При длительных перерывах в работе по подъему и спуску труб
Устье скважины должно быть надежно закрыто. На устье сква-
жины, при ремонте которой возможны выбросы, до начала ремон-
а должна устанавливаться противовыбросная задвижка или фон-
танная арматура.
зан исп°льзовании механизмов для свинчивания и развинчи-вь Ия ТРУ°" и штанг устьевой фланец должен быть расположен на при Т6 '4~~0>5 м от пола площадки. Его устанавливают на устье закп °М01Ди талевой системы и монтажной подвески и надежно
репляют на устьевом фланце. ся и ный и стопорный ключи автомата должны устанавливать-
ниматься только после полной остановки механизма. •амн за СВИнчивании и развинчивании штанг механическими клю-
rjp пРе1Дается применять клиновую подвеску. а °ИЛе ветРа 1 1 м/с и более, во время ливня, сильного сне-п тУмана с видимостью менее 50 м проведение спуско-подъ-°Пераций запрещается.
6* 147
§ 4. СМЕНА ШТАНГОВОГО НАСОСА И ИЗМЕНЕНИЕ ГЛУБИНЫ ПОДВЕСКИ
Любым работам, связанным с извлечением (или спуском) внут-рискважинного оборудования, предшествуют подготовительные ра^ боты (см. § 1 гл. IV).
До начала ремонтных работ или перед осмотром оборудования скважины с ручным, дистанционным или автоматическим пуском привод отключают, а на пусковом устройстве вывешивают плакат «Не включать — работают люди».
Запрещается провертывать шкив редуктора вручную или тормозить его путем подкладывания трубы, лома или других предметов в спицы.
Смена насоса
При смене штангового скважинного насоса (ШСН) после подготовки устья скважины вначале извлекают колонну штанг. Если скважину эксплуатировали с помощью вставного насоса, то подъему колонны штанг предшествует срыв насоса с посадочного седла. Для этого на малой скорости поднимают колонну штанг до тех пор, пока она не растянется на длину, обеспечивающую возникновение в ее нижней части усилия, достаточного для преодоления силы замковой пружины. Момент срыва ощущается по изменению натяжения колонны штанг и оснастки талевой системы.
При эксплуатации скважины с помощью трубного трехклапан-ного насоса типа НСН перед его подъемом залавливают седло нагнетательного клапана, для чего колонну опускают вниз до упора и поворачивают ключей по часовой стрелке. После этого на минимальной скорости плавно поднимают элеватор, определяя по нагрузке на крюке, захвачен ловителем клапан или нет. Если захват не произошел, то операцию повторяют, если произошел — плавно поднимают элеватор с колонной штанг, пока клапан не будет стронут с места.
После залавливания клапана колонну штанг поднимают на допустимой по технологии максимальной скорости. После подъема всей колонны последнюю штангу вместе с плунжером или вставным насосом укладывают на мостки.
Перед подъемом колонны НКТ поднимают посадочную планшайбу, для чего в нее ввинчивают подъемный патрубок, надевают на него элеватор и поднимают вверх до выхода из скважины первой муфты спущенных труб, под которую подводят элеватор. Закрыв элеватор, сажают на него трубы, отвинчивают поднятую с планшайбой трубу и оттаскивают ее в сторону. После этого приступают к подъему колонны НКТ в соответствии с технологией, описанной в предыдущем параграфе. Последним из скважины извлекают цилиндр трубного или рубашку вставного насоса с замковой пружиной.
После извлечения насоса готовят к спуску в скважину новый-
148
Если насос трубный, то начинают со спуска цилиндра, если вставной — то с рубашки с замковой пружиной. При необходимости в насос, установленный в горизонтальном положении, ввинчивают фильтр, предохранительную сетку или газопесочный якорь. Собранный узел захватывают трубным элеватором и осторожно опускают в скважину. Посадив элеватор, на верхней стяжной муфте насоса устанавливают цепной ключ.
Далее поднимают с мостков насосно-компрессорную трубу и свинчивают ее с насосом, опускают вместе с ним в скважину и подвешивают на элеваторе, посаженном на фланец тройника.
Для того чтобы убедиться, что при завинчивании трубы не произошло перекоса или смещения втулок, на штангах спускают плунжер и перемещают его вверх-вниз. Если он движется плавно, без рывков и заклинивания, плунжер извлекают и начинают спуск колонны НКТ. Если нет — извлекают трубу с цилиндром и спускают в скважину другой исправный цилиндр.
Колонну труб спускают в соответствии с методикой, описанной в предыдущем параграфе. Завершив спуск колонны, монтируют посадочную планшайбу, устанавливают на нее воронку и начинают спуск колонны штанг.
В нижней части колонны на первой штанге укрепляют вставной насос или плунжер трубного насоса, после чего, захватив колонну штанг элеватором, осторожно опускают во внутреннюю полость спущенных НКТ. Колонну штанг спускают в порядке, обратном их подъему, по методике, изложенной в § 3 гл. IV. Следует иметь в виду, что не допускается: спуск штанг, изготовленных из сталей разных марок для одноступенчатой гладкой колонны. При спуске ступенчатой колонны длины отдельных ступеней, их диаметры и марки сталей предварительно рассчитываются и подбираются по специальным таблицам.
Скважину с низким статическим уровнем перед спуском последней штанги, если ее оборудуют трубным насосом, заливают водой, после этого сажают плунжер в цилиндр насоса и, заловив узел всасывающего клапана, срывают его с седла. Поток жидкости промывает штанги, трубы, детали насоса — плунжер, цилиндр посадочное седло, после этого узел клапана сажают на седло, отсоединяют плунжер и заполняют скважину водой.
После спуска колонны штанг вместе со вставным насосом его сажают на посадочное гнездо, полость насосных труб заполняют водой и затем срывают насос с посадочного гнезда. Вода из труб устремляется вниз, промывая колонну штанг и труб, после чего насос повторно сажают на место и заполняют трубы водой.
Выполнив посадку, приступают к установке плунжера в цилиндре скважинного насоса.
Плунжер в цилиндре насоса устанавливают таким образом, чтобы при нижнем положении головки балансира станка-Качалки нижний конец плунжера был удален от верхней точки узла приемного клапана на строго определенную для данной марки Насоса и глубины спуска величину. Устанавливают плунжер сле-
149
дующим образом: вместо устьевого штока навинчивают штангу плавно перемещают ее вверх-вниз, определяя нижнее положение' при котором происходит посадка плунжера на всасывающий кла-пан. Это положение отмечают на штанге, после чего колонну поднимают, последнюю штангу отвинчивают, измеряют расстояние от метки до муфты и подбирают с помощью укороченных штанг дли-ну, при которой устьевой шток имел бы аналогичные габариты. Длину штанг наиболее удобно подбирать с использованием цангового захвата. Последний крепится к устьевому штоку, захватывает штангу, отпиленную на необходимую длину, исключая при этом длительный подбор укороченных штанг.
После сборки устьевого оборудования и соединения устьевого штока с канатной подвеской включают станок-качалку. Окончательно правильность положения плунжера в цилиндре определяют с помощью динамографа в процессе эксплуатации. При необходимости положение устьевого штока относительно траверсы подвески изменяют.
При ремонте скважин, оборудованных трубными насосами, на скважине приходится заменять узлы клапанов. Для извлечения седла и шарика необходимо отвернуть клетку, пользуясь специальным ключом-«звездочкой». Применение каких-либо металлических предметов для ее захвата не допускается, так как может привести к порче ребер клетки.
Изменение глубины подвески ШСН
Глубину подвески скважинного насоса изменяют по геологическим, технологическим причинам, определяющим условия эксплуатации скважин, и, как правило, увеличивают или уменьшают от нескольких метров до нескольких десятком метров.
При увеличении глубины подвески предварительно извлекают колонну штанг вместе с плунжером (если насос трубный) или с насосом (если насос вставной), далее разбирают планшайбу и в скважину спускают необходимое число труб. Тип спускаемых труб, их резьба, марка стали должны быть идентичны с находившимися в скважине.
После спуска последней трубы монтируют планшайбу и начинают спускать колонну штанг. Штанги спускают в порядке, обратном последовательности их извлечения, после чего начинают наращивание дополнительного числа штанг. При достижении плунжером (насосом) требуемой глубины устанавливают его правильное положение относительно цилиндра.
При уменьшении глубины подвески, как и при ее увеличении, вначале полностью извлекают колонну штанг вместе с плунжером (насосом) и потом поднимают колонну НКТ, пока не укоротят ее длину на намеченное число труб. После этого колонну НКТ сажают на планшайбу и спускают необходимое число штанг.
Положение плунжера (насоса) относительно цилиндра регулируют так же, как было описано ранее.
150
Особые работы, проводимые на скважине, оборудованной ШНС
Подъем труб с жидкостью. При нормальном ходе работ подъему колонны труб предшествует подъем колонны штанг вместе с плунжером трубного насоса или всего насоса, если используют вставной насос.
В первом случае одновременно с подъемом плунжера удаляют узел всасывающего клапана, во втором — насос в сборе. В результате этого жидкость, заполнявшая внутреннюю полость НК.Т, при их подъеме вытекает в скважину.
При использовании трубного насоса в результате заклинивания плунжера в цилиндре или невозможности срыва конуса всасывающего клапана с посадочной муфты приходится поднимать колонну труб с жидкостью. Аналогичная ситуация может возникнуть и при невозможности извлечения вставного насоса. В подобных случаях разбирают оборудование устья, после чего круговым штанговым ключом захватывают верхнюю штангу и, вращая против часовой стрелки, отвинчивают ее. Отвинчивание резьбового соединения может произойти на любой глубине, после чего отвинченную часть колонны поднимают, а затем приступают к подъему труб. После отвинчивания очередной трубы жидкость, заполнявшая ее, вытекает.
Для предотвращения загрязнения рабочих и площадки применяют приспособление, состоящее из двух шарнирно соединенных половин трубы, которые устанавливают вокруг муфты перед подъемом отвинченной трубы.
После появления колонны штанг, оставшейся в трубах, опять, используя круговой ключ, отвинчивают штанги, извлекают их из скважины и продолжают подъем труб. Этот процесс повторяют до тех пор, пока вся колонна штанг и труб не будет поднята на поверхность.
Ликвидация заклинивания плунжера. Работам по ликвидации заклинивания предшествует подготовка устья скважины, аналогичная подготовке перед подъемом колонны Штанг.
Захватив колонну штанг элеватором, его плавно поднимают, подтягивают, чередуя уменьшение и увеличение нагрузки. Если Удается извлечь плунжер из цилиндра трубного насоса, то многократно повторяют посадку его в цилиндр и полный выход. При этом пластовая жидкость, заполняющая трубы, устремляется вниз, промывая плунжер и цилиндр насоса. Для обеспечения перетока Жидкости при использовании трехклапанного насоса всасывающий Клапан предварительно «ловят».
После выполнения этих операций убеждаются в свободном без заедания перемещении плунжера в цилиндре. Затем его опуска-^т до нижнего положения.
После заполнения скважины водой повторяют процессы про-
151
мывки плунжера и цилиндра периодически полностью извлекая его из цилиндра.
Завершив промывку, сажают всасывающий клапан в гнездо, заливают насосные трубы водой, собирают устьевое оборудование скважины, включают станок-качалку и убеждаются в нормальной подаче насоса.
Если плунжер не удается извлечь из цилиндра путем расха-живавия, приходится поднимать колонну труб, как было описано выше.
Д-ля предотвращения заклинивания плунжера необходимо использовать правильно подобранные трубы для каждого условного размера, не допускать загрязнения штанг перед спуском их в скважину: при использовании остеклованных труб — применять защитные приспособления, не позволяющие попадать в зазор «плунжер-цилиндр» осколкам стекла.
При заклинивании плунжера вставного насоса в том случае, если расхаживание его не удается произвести с усилием меньше того, при котором он выходит из замковой пружины, насос вместе с колонной извлекают на поверхность. В скважину производят спуск новый насос, а заклинивший насос отправляют в ремонтные
Л* ЯГ"ТА -П^Т^-тт^
мастерские.
Ликвидация обрыва или отвинчивания штанг. Обрыв колонны штанг определяют по изменению режима работы станка-качалки. По его динамограмме можно ориентировочно определить глубину, на которой произошел обрыв. Для его ликвидации устье скважины готовят так же, как для проведения подземного ремонта.
Вначале извлекают верхнюю часть оборванной колонны, после этого в насосные трубы спускают шлипс — ловильный инструмент для захвата тела оборванной штанги. После подъема колонны оборванную штангу отвинчивают и на ее место ставят штангу того же диаметра и той же марки стали, что используется в колонне. Обычно эту штангу берут из запаса (2—3 штанги), который должен находиться на мостках у скважины.
При отвинчивании штанги предварительно извлекают верхнюю часть колонны, после чего в насосные трубы спускают штанговый ловитель для захвата штанги и извлекают нижнюю часть колонны на поверхность. Если отвинчивание произошло в нижней части колонны, то ее извлекают на поверхность всю.
Если резьба отвинтившихся штанг имеет дефекты, то обе о заменяются новыми.
Участившиеся обрывы колонны штанг свидетельствуют о н правильном выборе ее конструкции, плохом режиме работы ее износе. При этом должна быть устранена первоначальная ГФ чина, вызывающая повышение аварийности. Для уменьшения ^ ла отвинчиваний резьбовых соединений штанг основным cn0(Lqegf является использование при свинчивании механических клк> ' обеспечивающих стабильный крутящий момент, и щтанговраш
.ПРИ
лей. 152
§ 5. РЕМОНТ СКВАЖИН, ОБОРУДОВАННЫХ ПОГРУЖНЫМИ ЦЕНТРОБЕЖНЫМИ ЭЛЕКТРОНАСОСАМИ
Перед спуском в скважину погружного агрегата или перед его подъемом устье скважины и площадку вокруг нее готовят к подземному ремонту (см. § 1 гл.IV).
В состав вахты, выполняющей работы по подъему или спуску погружного электроцентробежного насоса, может вводиться дополнительно еще один рабочий, управляющий кабеленаматывателем. Для выполнения операций, связанных с обслуживанием агрегата перед его спуском в скважину, привлекают дополнительный специально обученный персонал.
Перед спуском погружного агрегата в скважину проверяют состояние экспуатационной колонны на глубине, превышающей глубину спуска агрегата <не менее чем на 100 м, шаблоном длиной не менее 10 м и диаметром, превышающим на 4 мм максимальный диаметральный габарит погружного агрегата.
Перед спуском в скважину погружной агрегат собирают у устья — соединяют двигатель с гидрозащитой и насосом. Для этого на компенсатор надевают монтажный хомут, поднимают с мостков и спускают в скважину до посадки хомута на фланец эксплуатационной колонны, после чего снимают защитную крышку вала. Надевают хомут на двигатель, поднимают его над устьем и, сняв защитную крышку, соединяют с компенсатором. Затем вывинчивают пробку на три—четыре оборота, открывают перепускной клапан двигателя и ввинчивают пробку обратно.
Приподняв собранные узлы, снимают монтажный хомут с компенсатора и плавно сажают монтажный хомут двигателя на фланец эксплуатационной колонны.
Сняв крышку с кабельного ввода двигателя, промывают контакты обезвоженным трансформаторным маслом и проверяют сопротивление изоляции двигателя и кабеля.
Для заполнения двигателя маслом ввинчивают штуцер масло-насоса и закачивают масло до перелива его через отверстие кабельного ввода. Соединив муфту кабеля с колодкой токоввода, устанавливают крышку, открывают перепускной клапан и испытывают герметичность кабельного ввода и соединения двигателя с компенсатором опрессовкой давлением 0,1 МПа в течение 5 мин. После опрессовки с двигателя снимают верхнюю крышку, проверяют с помощью шлицевого ключа легкость вращения вала двигателя.
На протектор надевают монтажный хомут, поднимают его над Устьем скважины и после проверки легкости вращения соединяют валы шлицевой муфтой и корпус двигателя и протектора.
Через клапан в головке двигателя закачивают трансформатор-н°е масло до появления его в отверстии под пробкой, ввинчивают в отверстие манометр и спрессовывают фланцевое соединение про-Тектора с двигателем. После опрессовки давление снижают, мано-вывинчивают, а верхнюю крышку протектора снимают.
153
Насос поднимают над устьем скважины, снимают защитную крышку и, проверив легкость вращения валов насоса и протектора соединяют их валы шлицевой муфтой и затем их фланцы. После этого собранный агрегат приподнимают, вывинтив пробку из ком. пенсатора, открывают перепускной клапан и ввинчивают пробку
Для определения правильности присоединения кабеля к дви.' гателю кратковременно включают его и маркируют жилы верхнего конца кабеля.
Далее погружной агрегат соединяют с трубой, над которой монтируют спускной клапан, и приступают к спуску колонны НК;т одновременно с кабелем.
Технология спуска колонны труб аналогична технологии при обычном подземном ремонте, но при этом параллельно спускают кабель и крепят к колонне с помощью металлических хомутов с пряжкой.
Процесс спуска одной трубы состоит из следующих операций:
подачи штропов к элеватору, установленному на трубе, лежащей на мостках;
подъема трубы с мостков;
посадки очередной трубы в муфту колонны;
свинчивания резьбового соединения;
снятия элеватора с колонны труб и крепления кабеля клямса-ми;
спуска колонны труб в скважину и посадки загруженного элеватора.
Рассмотрим более подробно две последние операции, отличающиеся от описанных ранее.
После снятия трубных ключей оператор дает сигнал на подъем, отцепляет крючок от кабеля и подходит к устью скважины. Машинист приподнимает трубы на 0,25 м, оператор с помощником снимают элеватор, переносят его к мосткам и надевают на очередную трубу. Возвратившись к устью, помощник берет две клямсы и устанавливает одну выше, а вторую ниже на 20—30 см муфты, одновременно прижимая кабель с клямсой к трубе. После закрепления кабеля оператор дает сигнал машинисту на спуск колонны труб. Машинист выполняет его со скоростью не более 0,25 м/с. Одновременно оператор на пульте управления включает кабеле-наматыватель на спуск.
После посадки колонны труб на элеватор оператор выключает кабеленаматыватель, помощник, во время спуска колонны очищавший и смазывавший резьбу очередной трубы, лежащей на мостках, зацепляет кабель за крючок. Вместе с помощником оператор вынимает предохранительные шпильки из отверстий и выводит штро-пы из проушин.
На этом цикл спуска одной трубы завершается.
После спуска всей колонны НКТ вместе с кабелем выполняют заключительные работы:
навинчивают пьедестал на колонну труб;
сажают пьедестал на фланец эксплуатационной колонны;
154
набивают сальник, крепят пьедестал и снимают подъемный латрубок;
устанавливают арматуру устья и проверяют состояние задвижек;
подключают ЭЦН к блоку управления, опускают его и ожидают подачу насоса.
Извлекают агрегат из скважины в обратном порядке. Прежде чем приступить к работам, отключают установку, отсоединяют кабель. Подготовка устья скважины к демонтажу насоса описана в § 2 гл. IV.
Поднимают агрегат со скоростью не более 0,25 м/с. По мере подъема колонны кабель освобождается от хомутов и равномерно навивается на верхнюю часть барабана. При этом не допускаются касание кабелем земли, резкие перегибы и удары металлическими предметами по броне.
Извлекают из скважины погружной агрегат с помощью монтажных хомутов — сначала насос, потом протектор, двигатель, компенсатор. После разборки фланцевых соединений отдельных узлов их закрывают транспортными крышками.
В процессе эксплуатации скважины, оборудованной ЭЦН, текущие ремонты, связанные с чисткой и промывкой песчаных пробок, удалением отложений парафина и солей, проводят, как на обычных скважинах.
К специфическим относятся аварийно-ремонтные работы, которые приходится выполнять при падении на забой скважины погружной установки с кабелем в результате нарушения резьбового соединения труб. При этом оборванный конец кабеля может располагаться различным образом относительно разрушенного резьбового соединения или трубы и, как правило, усложнять ловиль-ные работы.
В процессе подъема погружного агрегата может произойти его заклинивание, обусловленное изменением толщины стенки эксплуатационной колонны или попаданием в скважину посторонних предметов. Наконец, в результате нарушения правил работы с инструментами кабель может разрушиться у устья.
Монтировать и демонтировать наземное электрооборудование погружных электроцентробежных и винтовых насосов, осматривать, ремонтировать и налаживать его должен электротехнический персонал. Операторам, мастерам разрешается только их пуск или остановка.
Запрещается подвешивать кабельный ролик на пеньковой веревке — он должен быть укреплен с помощью хомута. Запрещается прикасаться к кабелю при опробовании электродвигателя погружного агрегата на устье скважины.
Намотка и размотка кабеля на барабан должны быть механизированы. Запрещается транспортировка кабеля без барабана.
135
§ 6. ЧИСТКА И ПРОМЫВКА ПЕСЧАНЫХ И ГИДРАТНЫХ ПРОБОК
Выбор оборудования и технологии очистки пробок обусловлен типом пробки, местом ее расположения, состоянием эксплуатацд. онной колонны (степенью ее герметичности и износа), Пластовым давлением.
Технологию очистки пробок выбирают таким образом, чтобы, с одной стороны, ее удалить, а с другой — свести к минимуму ухудшение гидродинамических свойств пласта, например, в результате попадания в него технологических жидкостей, используемых для промывки.
Образующиеся в процессе эксплуатации скважины песчаные пробки были подробно рассмотрены в гл. I. Они бывают забойными, образующимися на забое скважины, и патронными, располагающимися в средней и верхней части колонны. Пробки бывают рыхлыми и плотными.
Существуют два основных метода очистки скважин — удаление песчаных пробок желонками и промывкой. В первом случае в колонну труб на канате последовательно опускают и поднимают желонку — цилиндрическую емкость, снабженную каналами и рядом устройств для захвата материала пробки, например песка, подъема его на поверхность и быстрого опорожнения.
Во втором случае в засоренные подъемные трубы или эксплуатационную колонну спускают колонну промывочных труб и специальными промывочными насосами создают циркуляцию жидкости для размывания пробки и выноса составляющих ее материалов на поверхность.
Необходимо иметь в виду, что при образовании песчаной пробки в случае полного прекращения подачи пластовой жидкости давление в нижней части колонны увеличивается и в процессе удаления пробки может произойти выброс части пробки, нефти, а иногда и оборудования, спущенного в скважину. Поэтому при удалении пробки следует строго выполнять правила техники безопасности.
Рассмотрим подробно каждый из указанных методов.
Удаление песчаных пробок желонками
Преимущества этого метода — простота применяемого оборудования и процесса очистки, исключение проникновения в приза-бойную зону пласта технологических жидкостей; возможность очистки скважин с негерметичными эксплуатационным» колоннами.
Недостатки метода: длительность процесса; возможность пр°' тирания эксплуатационной колонны; возможность обрыва каната, на котором спускается инструмент; загрязнение территории вокруг устья скважины извлеченным материалом пробки; невозмож ность чистки желонкой колонн, имеющих смятия или сломы.
При очистке желонкой скважины она должна быть оборуД06 на подъемником, колонна подъемных труб должна быть подня
156
уложена на мостки; рядом с устьем скважины установлен от-^ойный ящик для сбора материала пробки.
Диаметр желонки выбирается исходя из диаметра колонны, в которой образовалась пробка.
Диаметр труб, мм......114 127 140 146 168 и более
Диаметр желонки, мм .... 73 89 89 89 114
В зависимости от характера пробки используют следующие ти-ль1 желонок: для рыхлых пробок — простые, при плотных — порш-яевые, в специальных случаях — автомагические.
Простую желонку подвешивают на тартальном канате диаметром 16 или 19,5 мм при оснастке талевой системы «на прямую». В процессе работ следует систематически проверять надежность крепления каната к желонке и состояние каната.
Длина каната, намотанного на барабан лебедки, должна быть такой, чтобы при самом нижнем положении желонки в скважине т барабане оставалось бы не менее одного ряда каната.
Простая желонка представляет собой трубу диаметром 73— 114 мм и длиной 8—12 м с тарельчатым или шариковым клапаном ва нижнем конце и дужкой для крепления каната на верхнем конце. Хотя желонки подобной конструкции малоэффективны, но из-за простоты конструкции их часто применяют на промыслах.
В процессе работы желонку опускают на канате со средней скоростью. За 10—15 м до пробки скорость увеличивают и желонка врезается в пробку, клапан в нижней части открывается и песок вместе с жидкостью заполняет ее внутренний объем. Для надежного закрытия клапана желонку отрывают от забоя на максимальной скорости подъема.
Подняв желонку из скважины, ее с помощью крючка отводят от устья к отбойному ящику, в дне которого укреплен стержень. Установленный на стержне клапан открывается, и песок вместе с жидкостью стекает в ящик.
Освобожденную желонку опускают в скважину и повторяют процесс ее заполнения.
Поршневые желонки (рис. IV,9) отличаются от простых наличием в них поршня, установленного на штоке, свободно проходящем через верхнюю крышку корпуса. Шток поршня должен быть достаточно массивным, чтобы обеспечивать его движение вниз относительно корпуса желонки при провисании каната. Для амортизации удара на шток надеты две пружины — одна снаружи, Другая внутри корпуса.
Для обеспечения перетока жидкости из подпоршневой полости в надпоршневую в поршне имеется ряд осевых каналов, закрытых сверху эластичной шайбой. Клапан в нижней части желонки снаб-^ают штоком с пикообразным наконечником.
При достижении желонкой забоя клапан открывается, а пор-*Нень опускается вниз, пока верхняя пружина не упрется в проб-*У-
157
r^ 2
Рис. IV.9. Поршневая желонка:
3 — пружина; 2 — корпус; 4 — шток;
•.
5 — шайба
эластичная, 7 — клапан
6 — поршень,
Рис. IV.10. Автоматическая желонка:
1 — головка, 2 — шариковый клапан; 3 — стакан, 4 — конусный клапан; 5 — ударник; 6 — шариковый фиксатор; 7 — пружина, 8 — эаслонка; 9 — приемный клапан, А — воздушная камера; Б — песочная камера, В — выпускное отверстие
Во время подъема каната сначала начинает двигаться вверх Лоршень, в результате давление под поршнем уменьшается и пе-оК с жидкостью через открытый клапан засасывается внутрь корпуса. После отрыва корпуса желонки от забоя клапан закрывается « 0редупреждает освобождение желонки от песка.
Для хорошего наполнения желонки ее несколько раз сажают да забой, опуская поршень в нижнее положение.
После подъема желонки на поверхность ее крючком отводят к отбойному ящику, опирают штоком клапана на его дно. После вытекания жидкости с песком процесс повторяют.
Автоматическая желонка (рис. IV. 10) имеет более сложное по сравнению с описанными устройство. Принцип ее действия основан на использовании двух герметичных камер — воздушной и песочной. Эти камеры имеют герметичные клапаны. Приемный клапан при достижении желонкой песчаной пробки открывается и, поскольку давление в скважине значительно превышает давление воздуха во внутренней полости желонки, песочная камера интенсивно заполняется материалами, образовавшими пробку. Т1ри заполнении песочной камеры воздух, находящийся в воздушной камере, сжимается, при подъеме желонки на поверхность давление в ней сохраняется и поддерживается на уровне 1 МПа.
После извлечения желонки из скважины ее отводят в сторону ют скважины и устанавливают в отбойный ящик. При открытии нижнего спускного отверстия содержимое желонки давлением сжатого воздуха, находящегося в воздушной камере, интенсивно вытесняется из внутренней полости песочной камеры желонки. Во время открытия спускного отверстия под действием реактивной силы желонка смещается вбок, поэтому ее необходимо надежно упереть в дно ящика-отбойника и предусмотреть меры, исключающие попадание выбрасываемого содержимого желонки на рабочих.
Автоматические желонки работают тем лучше, чем выше столб жидкости в скважине над пробкой. Однако эффективность их работы в основном зависит от герметичности клапанов. Даже незначительная утечка воздуха или жидкостно-песочной смеси приводит к резкому уменьшению степени ее наполнения и скорости опорожнения.
В процессе очистки песчаной пробки желонкой следует соблюдать следующие правила.
1. Выбирать скорость спуска желонки таким образом, чтобы "предупредить образование петель каната, которые могут возникнуть во время спуска желонки в скважину и в том случае, если она зацепляется за выступ колонны труб.
2. При подъеме не допускать затаскивания желонки под крон-блок. Для этого на тартальном канате выше желонки на 100 м навязывают метку. При подходе метки к барабану лебедки машинист уменьшает скорость подъема и сосредоточивает внимание на
скважины, ожидая появления желонки.
3. При спуске желонки при приближении ее к уровню жидко-
159
сти в скважине скорость вращения барабана лебедки должна быть уменьшена, поскольку в период погружения желонки в жидкость ее скорость резко уменьшается что может привести к образованию петли из тартального каната
4. Для лучшей ориентации тракториста на канате должна быть укреплена метка, соответствующая забою скважины. Приближение этой метки к устью скважины означает посадку желонки на забои образованный песчаной пробкой.
о. после посадки желонки на максимально возможной скорости спуска на песчаную пробку она должна без промедления подниматься на поверхность.
6. При чистке песчаных пробок запрещается опорожнять желонку непосредственно на пол рабочей площадки.
/. в случае соскакивания тартального каната с оттяжного ролика или кронблочного шкива следует прекратить спуско-подъем-ные операции, а канат до завода его в ролик или шкив надежно закрепить на устье двумя зажимами, расположенными накрест. Запрещается чистить желонкой песчаные пробки в фонтанных скважинах, выделяющих газ
При промывке пробок в скважинах, из которых возможны вы-оросы, следует на промывочных трубах установить противовыброс-ную задвижку или на устье герметизирующее устройство и применять промывочную Жидкость с удельным весом, обеспечивающим гидростатическое давление столба большее, чем пластовое давле-
8. Промывочный шланг должен иметь по всей длине петлевую обвивку из мягкого металлического канатика, прочно прикрепленного к стояку и вертлюгу.
9. При промывке песчаной пробки водой промывочную жидкость следует отводить в промышленную канализацию. Промывать пробки нефтью следует по замкнутому циклу.
ш. ь ночное время при внезапном выключении освещения во время промывки скважины следует находящиеся в ней трубы приподнять и посадить на элеватор не прекращая циркуляцию промывочной жидкости. F
Удаление песчаной пробки промывкой
Для реализации этого способа в скважину опускают колонну промывочных труб, а у устья скважины размещают насосы, резервуары с промывочной жидкостью и другое оборудование, необходимое для^ промывки по одному из следующих способов: прямой обратной, комбинированной или непрерывной.
Расположение оборудования у устья скважины, эксплуатируй' щеися, например, штанговым скважинным насосом, может быть следующим (рис. IV.11): подъемник устанавливают, как обычно при спуско-подъемных операциях - по одной оси с мостками, а пром*' вочныи агрегат —напротив станка-качалки, не более чем в Ю » от устья скважины так, чтобы его кабина не была обращена
1 ел
Рис. IV.1I. Схема размещения оборудования при промывке скважин жидкостью-и аэрированной жидкостью (показано пунктиром): {
I — мостки-стеллажи; 2 — рабочая площадка; 3 — устье скважины, 4 — балансирный
Станок-качалка; 5 —подъемная лебедка (агрегат подземного ремонта); 6 — площадка для
агрегата; 7 — компрессор; 8 — вентиль регулировочный; 9 — установка насо„сная; 10 — аэратор; 11 — вентиль; 12, 13 — емкость
Устью. Позади агрегата может быть расположена емкость для про-^Ывочной жидкости или автоцистерна.
Промывочная жидкость, поступающая из скважины, может ^посредственно направляться в промысловую канализацию либо 6 специальную емкость, располагаемую рядом с устьем.
Промывочную жидкость выбирают исходя из индивидуальных Особенностей скважины: безводные нефтяные скважины целесооб-
разно промывать только чистой нефтью, поскольку прим воды приводит к осложнениям при последующей эксплу 6Нение скважины с повышенным пластовым давлением промываю Тации; вором или соленой водой, плотность которых исключает вь ^аст-или фонтанирование. В процессе промывки скважин необх Ы следить за удельным весом промывочной жидкости и в случ°ДИМ° уменьшения, например аэрации — сменить жидкость. Скваж6 6Гп не склонные к выбросам или фонтанированию, промывают ческой или пластовой водой. Скважины с низким пластовь лением, склонные к поглощению, целесообразно промывать рованной жидкостью.
В качестве промывочных труб используют насосно-компрессоп ные трубы, тип и диаметр которых выбирают в зависимости конструкции скважины. Если промывочные трубы спускают ния/ башмака первого ряда труб, то целесообразно использовать пуф! ты с увеличенной фаской, что позволяет избежать ударов о башмак при подъеме колонны.
Для повышения эффективности процесса разрушения пробки на башмак промывочной колонны навинчивают наконечники, имеющие вид торцевой фрезы или накосо срезанного патрубка.'
Прямую промывку осуществляют подачей промывочной жидкости к пробке через спущенную в скважину колонну промывочных труб. При этом материалы, составляющие размываемую пробку, выносятся на поверхность по кольцевому пространству между эксплуатационной колонной и колонной промывочных труб.
Колонну труб привинчивают к вертлюгу (рис. IV.12, а), который, в свою очередь, подвешивают на крюк талевой системы. Вертлюг соединяют гибким шлангом со стояком, к которому от насоса подводится промывочная жидкость.
Прямая промывка наиболее эффективна при удалении крепких пробок. Ее недостатком является необходимость обеспечения значительного расхода промывочной жидкости, так как подъем жидкости происходит по кольцевому пространству, площадь поперечного сечения которого велика, а следовательно, скорость подъема жидкости незначительна. Для эффективного удаления песка необходимо, чтобы скорость подъема жидкости превышала скорость падения частиц песка в жидкости. Последовательность операд при прямой промывке следующая. й.
При подготовительных работах у устья скважины yCTaHa^ylo вают агрегат подземного ремонта (или оснащают стациона!:ояК) эксплуатационную вышку талевой системой), монтируют ^ ^ устанавливают промывочный агрегат, технологические е оборудуют устье скважины головкой, соединяют трубопров все узлы и агрегаты. Обра-
После этого спускают колонну промывочных труб так лась зом, чтобы насадка, установленная в их нижней части, на* труб не выше 10 м от начала пробки. Далее соединяют кОЛЛ"с},е соз-с вертлюгом и включают насос промывочного агрегата. ^ дания циркуляции промывочной жидкости, т. е. появлен
162
Рис. IV.12. Схема оборудования скважины при промывке:
Тр б — ускоренной; в — обратной, г — комбинированной, 1 — колонна промывоч-
» вРелп эксплУатационная колонна; 3 — крестовина; 4 — задвижка, 5 — фланец;
''. 12: ^2хРанительная задвижка, 7 — промывочный шланг, 8 — муфта, 9 — вертлюг; 10, о ~ кРаны. !5 — промывочная головка, 16 — вкладыш, 17 — крышка, 18 — муф-И — краны, 22 — промывочная головка, 23 — манжетное уплотнение; 24 — гибкий? шланг, 25 — пробка, 26, 27, 28 — краны
: . /9,
жидкости из трубопровода, соединенного с кольцевым прост вом между эксплуатационной и колонной промывочных труб ^3H нают с помощью подъемника опускать в скважину колонну мывочных труб. Спуск проводят на минимальной скорости за тем, чтобы колонна промывочных труб не встала на
одновременно следят за показаниями манометра, установле' И на нагнетательной линии промывочного насоса. нного
Основная задача бригады подземного ремонта при пром пробки — обеспечение такой скорости погружения колонны 1ВКе мывочных труб, чтобы, с одной стороны, быстро удалить проб^°" а с другой — не допустить засорения наконечника промывочно"' колонны. и
Признак засорения наконечника — резкое повышение давлени на выкиде промывочного насоса. При этом необходимо, не остдЯ навливая насоса, т. е. не прекращая циркуляции промывочной
жидкости, приподнять колонну промывочных труб на 0,5__1 м и
удерживать ее на этой высоте до тех пор, пока не восстановится нормальное давление.
Если наконечник забит настолько плотно, что его не удается промыть потоком жидкости, подаваемой насосным агрегатом, циркуляцию прекращают, отсоединяют вертлюг от колонны промывочных труб и поднимают ее на поверхность, где и прочищают насадку. Затем спускают в скважину колонну промывочных труб, соединяют ее с вертлюгом и продолжают промывку.
При нормальном ходе размыва пробки промывку ведут до тех пор, пока вертлюг не опустится в нижнее положение. После этого промывку скважины продолжают до тех пор, пока весь песок, находящийся во взвешенном состоянии в кольцевом пространстве между НК.Т и промывочными трубами, не будет вынесен на поверхность. В противном случае в период остановки промывочного насоса этот песок осядет вниз, что может привести к прихвату колонны промывочных труб.
Продолжительность полного удаления песка определяют исходя из расчета или же контролируя степень загрязненности промывочной жидкости, вытекающей из скважины.
После промывки насос останавливают или, управляя задвижками, направляют поток из нагнетательного патрубка в амбар, ле чего поднимают промывочные трубы из скважины на промывочного колена, подставляют под муфту элеватор, о вают колено и либо отводят его в шурф, либо укладывают на стки. него
В результате крюк талевой системы освобождается, на накидывают штропы элеватора и, подняв с мостков очередну ^'с бу, подводят ее к устью скважины. После свинчивания тР^,0рый колонной промывочных труб освобождают элеватор, на к ^ она опиралась, и опускают колонну на длину трубы Д° т пока элеватор не сядет на тройник. верт'
С крюка снимают штропы элеватора, крюк оттягивают ^а люгу и набрасывают на него серьгу вертлюга. После
164
t__ с промывочным коленом его соединяют с колонной про-
о'чных труб, приподнимают колонну и освобождают элеватор.
- ее включают насос или открывают соответствующие задвиж-Да" линии, восстанавливают циркуляцию и продолжают промывки в
^'диалогичным образом, постепенно промывая и наращивая проточную колонну, продолжают промывку пробки на всей ее дли-
116 В тех случаях, когда ожидается выброс или фонтанирование кважины, в схему обвязки вводят предохранительную задвижку I со специальным фланцем 5, устанавливаемыми ниже вертлюга.
Открытое фонтанирование исключают посадкой фланца 5 на фланец крестовика фонтанной арматуры 3 и скреплением их болтами, после чего скважину можно глушить подачей жидкости че-вез промывочные трубы или кольцевое пространство, а также одновременно через оба канала.
В первом случае открывают предохранительную задвижку и задвижку 12, задвижки 4, 10, 11 закрыты; во втором случае предохранительная задвижка 6 и задвижки 11, 12 закрыты, а задвижки 13, 10, 4 открыты; в третьем'—задвижка И закрыта, а остальные открыты.
Описанную технологию применяют для промывки однорядных подъемников. Промывку пробок в двухрядных подъемниках ведут следующим образом.
Устье скважины оборудуют по схеме (рис. IV.12, б).
Промывку внутреннего ряда подъемных труб ведут так же, как и промывку однорядного подъемника, с той лишь разницей, что после вскрытия башмака внутреннего ряда продолжают промывку до башмака труб наружного ряда.
После этого, оперируя задвижками, пытаются установить циркуляцию жидкости из промывочных труб по кольцевому пространству между трубами первого и второго рядов. Если это удается, TO промывку ведут до полного прекращения выхода песка, после чего промывку ведут до полного прекращения выхода песка, пос-
* чего промывочные трубы опускают до фильтра и промывают эксплуатационную колонну.
Когда промывают скважины, на которых могут происходить ВДросы или фонтанирование, схема обвязки должна включать в ВДя предохранительную задвижку, устанавливаемую ниже верт-
• га и специального фланца, размеры которого соответствуют анцу тройника или крестовика фонтанной арматуры. Если в
РОЦессе промывки начинается проявление скважины, открытое j50^TaHHpOBaHHe можно предупредить, закрыв задвижку, опустив т\,п°?нУ промывочных труб и соединив фланец с фонтанной арма-
^ЫвНалогичным образом оборудуется устье скважины при про-
е Двухрядного подъемника. f'°Ta ^И ПРЯМ°Й и комбинированной промывках в ряде случаев ра-
йт без промывочного стояка. Тогда промывочный шланг сое-
165
диняют с трубопроводами на уровне пола рабочей площадки гг того чтобы при спуске вертлюга в нижнее положение промывоч ? шланг не ложился на пол и не загромождал рабочее место v vHb1^ скважины, используют приспособление для подвески шланг1551 средней его части за пояс вышки. а й
Скоростная прямая промывка предусматривает кое же, как и при простой промывке, направление потоков жил^" сти, но позволяет ускорить разрушение пробки за счет исключ° ния полного выноса песка из кольцевого пространства между н^ и промывочными трубами перед ее наращиванием.
Это достигается при включении в специальную обвязку (рис. IV.12, б) промывочной головки 15, которая позволяет после посадки на нее трубы и отсоединения вертлюга восстановить цип-куляцию жидкости в течение времени, пока очередная труба не будет подготовлена для наращивания. В результате перерывы в циркуляции жидкости обусловлены только временем развинчивания и свинчивания резьбового соединения колонны промывочных труб, а количество песка, осажденного на пробку, незначительно.
Скоростная прямая промывка ведется следующим образом (см. рис. IV.12, б). В процессе промывки жидкость от насоса че'рез задвижки 21, 19, стояк, промывочный шланг 7 и вертлюг 9 поступает в колонну промывочных труб. При подходе муфты к промывочной головке в ее корпус вставляют вкладыш 16 (показан пунктиром) и при дальнейшем спуске сажают торец муфты 18 на вкладыш 16. После этого набрасывают ключи на патрубок, установленный ниже вертлюга и муфты трубы. После этого подача насоса прекращается, резьбовое соединение раскрепляют, отвинчивают и на промывочной головке 15 закрепляется крышка 17. Открыв кран 14, и закрыв кран 19, 21 возобновляют промывку, однако теперь жидкость от насоса попадает в колонну промывочных труб, минуя стояк, промывочный шланг и вертлюг.
Подготовив очередную трубу к спуску, т. е. соединив патрубок, установленный ниже вертлюга, с лежащей на мостках трубой, поднимают и подводят ее к устью скважины. После этого циркуляция опять прекращается либо остановкой насоса, либо открытием кранов 21, 20 и закрытием кранов 14, 19. Крышку 17 с головки lo снимают, очередную трубу свинчивают с муфтой спущенной тру ь, после чего возобновляют циркуляцию жидкости через стояк, пр мывочный шланг, вертлюг и новую трубу.
Обратная промывка скважин предусматривает ^ качку жидкости в кольцевое пространство между колонной И ^ промывочными трубами и подъем ее вместе с размытым песко ^ промывочным трубам. Это позволяет достигнуть более Bbl^eHwe скоростей восходящего потока жидкости и ускорить разру пробки. , про-
Схема обвязки устья (см. рис. IV. 12, в) включает в сеи* мывочную головку 22 для герметизации устья скважины. кресто-
Промывочная головка крепится к фланцу тройника или . ^ уц-вика и состоит из корпуса, в котором установлено манже
166
тйение 23. Ус манжеты достаточно эластичен и может пропу-<п аТЬ муфты, соединяющие трубы промывочной колонны. Промы-С0чная жидкость направляется от насоса через патрубок, прива-еейный к корпусу головки, или через крестовик. Р Предварительный натяг манжеты и давление жидкости прижи-йают ее к наружной поверхности промывочных труб, обеспечивая акйм образом герметичность внутренней полости, что позволяет спускаjb трубы при постоянной циркуляции жидкости.
Для обеспечения свободного пропуска муфты через уплотнение головки ее крышку отворачивают на несколько оборотов, умень-дая таким образом предварительный натяг уплотнения.
Жидкость из полости промывочных труб отводят либо с помощью вертлюга, либо специальной отводной головки, ввинчиваемой в муфту, опертую на элеватор, на котором подвешена колонна промывочных труб. Отводная головка соединяется шлангом с обвязкой.
После спуска крюка в нижнее положение проводят промывку до появления чистой воды. Так как объем внутренней полости промывочных труб меньше объема кольцевого пространства, то продолжительность обратной промывки меньше, чем прямой.
После появления чистой воды колонну промывочных труб наращивают и продолжают процесс разрушения пробки. Поскольку в кольцевом пространстве находится чистая жидкость, прихват труб исключается.
Обратная промывка позволяет обеспечить более эффективный вынес песка, но вместе с тем снижается интенсивность разрушения пробки.
Комбинированная промывка заключается в попеременной работе оборудования в режимах прямой и обратной промывок. В зависимости от имеющегося оборудования обвязка устья скважины может быть выполнена либо с использованием промывочной головки, либо с использованием крестовины (рис. IV.12, г). Обвязка, используемая при комбинированной промывке, наиболее сложная, она должна обеспечивать изменение направления течения жидкости в промывочных трубах.
В процессе промывки пробки после наращивания очередной тРубы или колена жидкость нагнетают в промывочные трубы. При Этом краны 26, 4, 28 открыты, а кран 27 закрыт. Жидкость от на-с°са через стояк, промывочный шланг и вертлюг поступает в про-^Ывочные трубы и, пройдя через насадок, размывает пробку, т. е. Работа идет по прямой схеме. Жидкость вместе с песком подни-"'ается по кольцевому пространству и через краны 4 и 28 выходит в емкость.
После посадки планшайбы на фланец тройника их соединяют °лтами, прекращают промывку, отвинчивают пробку 25 и соеди-Яйт отверстие гибким шлангом 24 с емкостью. Краны 26, 28 зак-'Бают, а кран 27 открывают. После этого возобновляют работу но уже по схеме обратной промывки, т. е. чистая жид-подается в кольцевое пространство, а песок выносится через
!67
боковой отвод и гибкий шланг. После появления чистой воды куляцию жидкости в скважине прекращают, разбирают
вое соединение, приподнимают колонну промывочных труб, ц0 ' муфту подводят элеватор и сажают колонну на него. ' *
Отвинтив промывочное колено, его спускают в шурф или ук ладывают на мостки. На крюк подвешивают элеватор для подачи к устью следующей трубы. После свинчивания ее с колонной верхний элеватор приподнимают, освобождают нижний элеватор и опускают колонну вниз до посадки верхнего элеватора на тройник Крюк освобождают от штропов элеватора и на него набрасывают серьгу вертлюга.
После подъема вертлюга с трубой из шурфа ее соединяют с колонной промывочных труб, колонну приподнимают, освобождают элеватор и промывку скважины возобновляют.
Комбинированную промывку можно осуществить с еще более сложной схемой обвязки, при которой исключается использование пробки 25 и дополнительного гибкого шланга 24. В этом случае при работе в режиме обратной промывки жидкость из промывочных труб удаляется через вертлюг и гибкий шланг, а далее через дополнительную задвижку направляется в емкость. При подобной схеме в моменты изменения режима промывки достаточно только закрыть и открыть соответствующие задвижки.
Чистка скважин аэрированной жидкостью
Описанные выше способы промывки скважин и оборудование, используемое при этом, не зависят от того, какая жидкость используется в качестве промывочной: нефть, вода, глинистый раствор.
Использование водовоздушной смеси при чистке пробок требует специального дополнительного оборудования — смесителя, компрессора и т. п. (см. рис. IV.11, пунктир).
От насосного агрегата промывочная жидкость направляется" через обратный клапан к смесителю. От источника сжатого воздуха через регулятор расхода к смесителю подается воздух. Выйдя из смесителя, водовоздушная смесь поступает через промывочный шланг и вертлюг в колонну промывочных труб. Устье скважины оборудуют головкой для обратной промывки, а муфту нижней трубы промывочной колонны — обратным клапаном.
Технология промывки аэрированной жидкости отличается or описанных ранее.
Перед началом промывки жидкость, находящуюся в трубах, вытесняют в трап, после чего налаживают циркуляцию жидкости и уточняют соотношение сжатого воздуха и воды для пормывки пробки.
После выноса пробки и спуска колонны промывочных труб на длину трубы или колена труб насосный агрегат останавливают, а давление в полости труб снижают через контрольный вентиль. # кольцевом пространстве давление сохраняют, поскольку течению»
168
вверх по колонне промывочных труб препятствует обратный клапан
Далее колонну труб наращивают, включают насос и восстанав-^ивают циркуляцию водовоздушной смеси Цикл этих операций довторяют до тех пор, пока вся пробка не будет размыта
§ 7. ТЕРМИЧЕСКАЯ ОЧИСТКА ТРУБ ОТ ПАРАФИНА
От парафина трубы очищают с помощью паропередвижных установок (ППУ) и, как правило, приурочивают этот процесс к текущему ремонту Очищать трубы можно и в скважине без их подъема на поверхность, и после извлечения колонны и укладки труб да мостки
Паропередвижную установку располагают рядом со штабелем труб, пар от нее по гибкому шлангу с металлическим наконечником подают поочередно в каждую трубу до тех пор, пока отложившийся на ее стенках парафин не будет удачен
При проведении этих работ необходимо следить за состоянием наконечника, в противном случае возможен ожог перепетым паром
Для ускорения процесса пропаривания труб наконечник паропровода может быть оборудован гребенкой с тремя—пятью отводами, которые устанавливают на сгеллаже для труб
Прогревать внутрискважинное оборудование паром можно на скважинах, эксплуатирующихся фонтанным, газлифтным или механизированным способом, без их остановки
При удалении парафина без подъема труб ППУ подключают к затрубному пространству скважины или воздухопроводу, подающему сжатый воздух (если скважина эксплуатируется газлифтным способом) Расплавленный парафин выносится струей пластовой жидкости в промысловый коллектор
Помимо прогрева паром известно также удаление парафина подогретой нефтью, керосином и т п Однако для этих способов помимо ППУ необходимы специальные теплообменники и насосы, что осложняет применение этих способов
Для очистки запарафиненных труб можно использовать и ванны, изготовленные или из листовой стали, или из списанных трапов, сваренных встык друг к другу Общая длина ванн должна быть порядка 14 м для удобной загрузки в нее партии обрабатываемых труб
Внутри ванны на ее дне располагают змеевик, подключаемый к источнику пара, например передвижному парогенератору С внешней стороны ванну теплоизолируют стекловолокном, а сверху закрывают крышкой
Партию труб (25—30 шт) с помощью тельфера укладывают Иа решетки ванны, после чего ее заполняют водой с добавлением ПАВ Нагреваемая паром вода омывает и прогревает уложенные трубы В течение 15—20 мин парафин расплавляется и поднимается на поверхность воды, откуда его удаляют через специальный
159
сливной трубопровод. После этого трубы извлекают и укладь ют на стеллажи. 1Ва-
В процессе очистки труб от парафина следует выполнять дущие правила. Ле"
На паропроводе котла паровой установки должен быть прел хранительный клапан. Отвод предохранительного клапана следу" выводить под пол установки. т
Перед пропариванием труб в скважине паропровод от ПГ1У д устья скважины должен быть опрессован на полуторакратное дав ление от ожидаемого максимального, но не свыше давления, укя~ занного в паспорте ППУ. При опрессовке запрещается находить' ся рядом с линией. ППУ должна быть установлена на расстояний не менее 25 м от устья скважины. При пропаривании выкидной линии запрещается нахождение людей у устья и у линии.
§ 8. ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ РАЗРЫВ ПЛАСТА
Гидравлический разрыв пласта (ГРП)—процесс гидравлической обработки его призабойной зоны для углубления и расширения уже имеющихся и образования новых трещин в породе продуктивного пласта, а также последующего их сохранения.
Гидравлический разрыв проводят как в эксплуатационных, так и в нагнетательных скважинах. В первом случае ГРП позволяет увеличить приток пластовой жидкости, во втором — улучшить приемистость скважины.
Гидравлический разрыв пласта проводят для увеличения проницаемости призабойной зоны пласта, создания условий, облегчающих приток пластовой жидкости к эксплуатационной колонне или соответственно вход ее в пласт при работе нагнетательной скважины. При проведении ГРП расширившиеся старые и образовавшиеся новые трещины служат каналами для перетока пластовой жидкости, обладающими меньшим гидравлическим сопротивлением.
Основой ГРП является механическое разрушение породы продуктивного пласта под давлением жидкости, закачиваемой в него. Для сохранения образовавшихся трещин и предотвращения смыкания их стенок после снижения давления в них закачивают крупнозернистый песок.
В зависимости от целей различают несколько видов ГРП:
однократный — для создания одной трещины в продуктивном пласте;
многократный — для образования большого количества трещин;
направленный (поинтервальный) — для создания трещин в определенных интервалах пласта.
Материал, из которого сложены породы, имеет определенную прочность, т. е. характеризуется определенным давлением, которое необходимо создать, чтобы разорвать, механически разрушить породу. Характерно, что у всех пород прочность при растяжении много меньше прочности на сжатие. Например, песчаники имеют
170
прочность на сжатие 20—500, а на растяжение 0,5—25 МПа, из-^естняки соответственно 5—260 и 0,2—25 МПа. Это означает, что для разрушения образца — столбика с размером поперечного сечения 1X1 см — необходимо приложить сжимающее усилие от 2 до 50 кН или растягивающее — от 50 до 2500 Н. Столь большой интервал изменения нагрузок, при которых будет происходить разрушение, обусловлен особенностями строения породы, периодом •Л условиями ее образования.
Процесс образования трещин в пласте может быть представлен следующим образом: породы, слагающие пласты, находятся в сжатом состоянии, что обусловлено весом лежащих над ними пород.
Таким образом, чтобы образовались новые трещины или расширились старые, необходимо создать в пласте такое давление, которое преодолело бы горное и прочность породы. Для выполнения этого условия в пласт нагнетают жидкость с таким расходом, который превышает количество жидкости, поглощаемое пластом, и обеспечивает создание в нем требуемого давления.
Как показывают исследования, трещины, возникающие в пласте при ГРП, могут иметь протяженность до нескольких десятков метров.
Расход и давление нагнетания жидкости рассчитывают заранее на основе данных о проницаемости пласта, его пористости и т. п.
Гидравлический разрыв пласта проводят следующим образом {рис IV.13):
а) в зоне пласта, подлежащей разрыву, устанавливают пакеры {нижний может отсутствовать);
б) по специальной колонне труб закачивают жидкость для образования в пласте трещин. Установка пакеров обусловлена необходимостью разгрузки эксплуатационной • колонны от давления жидкости, а также обеспечением нагружения определенного интервала пласта, находящегося между пакерами;
в) в трещину закачивают крупнозернистый песок, который остается в ней и в дальнейшем при эксплуатации скважин выполняет роль каркаса, препятствует смыканию стенок трещин после того, как давление жидкости будет снижено.
Последовательность работ при проведении ГРП следующая.
Подготовительные работы. При гидравлическом разрыве пласта, когда давление может оказаться выше допустимого Для эксплуатационной колонны, в колонне следует устанавливать Пакеры.
Места установки агрегатов для ГРП должны быть соответствующим образом подготовлены и освобождены от посторонние Предметов, препятствующих установке агрегатов и прокладке коммуникаций.
Перед ГРП в скважинах, оборудованных ШСК, необходимо отключить привод станка-качалки, затормозить редуктор, а на пусковом устройстве вывесить плакат «Не включать — работают лю-
171
Рис. IV.13. Схема проведения гидравлического разреза пласта:
а — установка пакера; б — создание трещины; в — закачка песка; / — эксплуатационная колонна; 2 — колонна труб, 3 — продуктивный пласт; 4—-верхний пакер; 5 — нижний пакер; / — жидкость разрыва; II — жидкость-песконоситель; ///— продавочная жидкость
ди!». Балансир станка-качалки устанавливают в положение, при котором можно беспрепятственно разместить заливочную арматуру и обвязать устья скважины.
После этого выполняют следующие операции.
1. У устья скважины устанавливают агрегат подземного ремонта для спуска-подъема колонны труб при спуске и установке внут-рискважинного оборудования. Рядом со скважиной располагают оборудование для выполнения непосредственно ГРП, насосные и пескосмесительные агрегаты, цистерны и другое оборудование.
Агрегаты для ГРП устанавливают на расстоянии не менее 10 м от устья скважины и таким образом, чтобы расстояние между ними было не менее 1 м и кабины не были обращены к устью скважины.
2. Из скважины извлекают оборудование, использовавшееся для ее эксплуатации (колонна подъемных труб, скважинный штанговый насос или ЭЦН).
Уточняют глубину забоя скважины, расположение пласта (или группы пластов), подлежащего разрыву.
3. Скважину промывают для удаления загрязнений и песчаных пробок. В ряде случаев для повышения эффективности ГРП про~ водят кислотную обработку и дополнительное вскрытие проду тивного пласта в интервале, намеченном для гидроразрыва. ПР этом используют кумулятивную или гидропескоструйную перф°
172
рацию, создавая до 100 отверстий на 1 м скважины. В результа-je давление, развиваемое насосами при ГРП, уменьшается, а количество трещин в пласте возрастает.
4. На колонне НКТ спускают пакер с якорем и устанавливают ра 5—10 м выше верхних отверстий перфорации.
В ряде случаев он может находиться ниже верхней кровли пласта. Длина хвостовика должна быть максимально возможной, чтобы обеспечить движение песка в восходящем потоке к трещине И предупредить его выпадение в зумпф скважины.
В зависимости от технологии гидроразрыва может быть установлен и второй пакер — ниже перфорационных отверстий.
5. Скважину промывают и заполняют до устья жидкостью: если скважина эксплуатационная — дегазированной нефтью, если нагнетательная — водой.
6. Сажают и спрессовывают пакер той же жидкостью, какой заливают скважину. При этом во внутренней полости спущенных НКТ создают давление, а качество герметизации контролируют по отсутствию перелива жидкости из кольцевого пространства скважины. Спрессовывают пакер при двух давлениях — заведомо меньшем и максимально возможном, развиваемом насосами.
Если пакер не обеспечивает требуемой герметичности, его срывают и проводят повторную посадку, после чего опять спрессовывают.
7. После опрессовки устье скважины обвязывают. Для этого используют специальную арматуру устья.
Непосредственно ГРП выполняют следующим образом.
1. Насосным агрегатом закачивают в скважину жидкость разрыва, которая в зависимости от физико-механических особенностей пласта имеет соответственно повышенную вязкость и бывает двух типов: на основе углеводородных жидкостей или водных растворов. В первом случае это могут быть сырая высоковязкая нефть, загущенные керосин или дизельное топливо, во втором — вода, сульфитспиртовая барда, загущенные растворы соляной кислоты.
Жидкость разрыва закачивают при нескольких значениях по-Дач насосов и на каждом режиме работы определяют приемистость скважины, строят график зависимости расхода поглощаемой жидкости от развиваемого давления. Расход жидкости, закачиваемой в пласт, ступенчато увеличивают до тех пор, пока не произойдет скачкообразного увеличения поглощения жидкости и некоторого уменьшения давления нагнетания, что свидетельствует об образовании трещин в пласте.
2. После появления трещин в колонну НКТ начинают закачивать жидкость-песконоситель. Это может быть та же жидкость, Что использовалась при разрыве пласта, но смешанная с песком. Жидкость-песконоситель закачивают всеми насосными агрегата-^и при максимальных давлении и подаче.
Содержание песка в жидкости изменяют в пределах 100—
173
€00 кг на 1 м3 жидкости. Песок должен быть более прочным, чем порода, слагающая пласт, и достаточно крупным. Перед ГРП его промывают от глины и пыли и отсеивают по размерам песчинок-фракциям. Наиболее приемлемой фракцией является песок с раз" мерой зерен 0,5—1,0 мм. Общее количество песка, закачиваемого в скважину, зависит от протяженности трещин и изменяется в лределах от 4 до 20 т.
3. Без прекращения подачи жидкости и снижения давления после окончания закачки жидкости-песконосителя начинают закачивать в скважину продавочную жидкость, объем которой должен быть на 1,5—2 м3 больше объема насосно-компрессорных труб, на которых спущен пакер, и зумпфа. В качестве продавочной жидкости используют маловязкую нефть или воду, обработанную ПАВ. Часто в нефтяные скважины после закачки жидкости-песконосителя закачивают 2—2,5 м3 чистой жидкости без песка, после чего приступают к закачке продавочной жидкости — воды. В этом случае объем воды выбирают таким, чтобы предупредить попадание ее в пласт.
При гидравлических испытаниях обвязки устья и трубопроводов обслуживающий персонал удаляют от испытываемых объектов за пределы опасной зоны.
Во время закачки и продавки жидкости нахождение людей возле устья скважины и у нагнетательных трубопроводов запрещается. Во время работы агрегатов запрещается ремонтировать их или крепить обвязку устья скважины и трубопроводов. Перед отсоединением трубопроводов от устьевой арматуры следует закрыть краны на ней и снизить давление в трубах до атмосферного.
Пуск агрегатов разрешается только после удаления людей, не -связанных непосредственно с выполнением работ, за пределы опасной зоны.
Заключительные работы выполняют следующим образом:
1. После закачки продавочной жидкости устье скважины закрывают до тех пор, пока давление в колонне НКТ не уменьшится до атмосферного или близкого к нему. Это необходимо для предотвращения выноса песка из трещин, созданных при гидроразрыве, и образования песчаных пробок.
В это время обычно демонтируют коммуникации, соединявшие наземное оборудование, убирают его со скважины.
2. Срывают пакер и извлекают на поверхность внутрискважин-ное оборудование.
3. Промывают скважину от песка, не попавшего в пласт и осевшего па забой.
4. Освоение скважины проводят обычным путем: если она эксплуатационная— спускают насос, колонну НКТ и начинают отбор жидкости, если нагнетательная — промывают от взвешенных ча тиц; поднимают колонну промывочных труб и подключают к вод воду. ем-
Остатки жидкости разрыва и нефти должны сливаться и3
174
костей агрегатов и автоцистерн в промышленную канализацию, дефтеловушку или специальную емкость-отстойник.
В зимнее время после временной остановки работ следует пробной прокачкой жидкости убедиться в отсутствии пробок в трубопроводах. Запрещается подогревать систему нагнетательных трубопроводов открытым огнем.
Если продуктивный пласт достаточной толщины или состоит из отдельных, чередующихся прослоев песчаника и глины, то максимальный эффект от ГРП может быть получен при создании большого количества трещин, равномерно распределенных по высоте всех слоев продуктивного пласта. Для решения этой задачи проводят поинтервальный ГРП. Существует несколько его технологий. Одна из них предусматривает проведение ГРП, начиная с нижнего пропластка (рис. IV.14, а). При этом перфорируют нижний про-пласток в требуемом интервале, устанавливают пакер и проводят ГРП. Далее колонну труб с пакером извлекают и подвергнутый интервал изолируют с помощью песка, засыпаемого в скважину (рис. IV.14, б). После этого вновь спускают перфоратор на меньшую высоту, соответствующую расположению лежащего выше пропластка, который вскрывают. Затем аналогичным образом проводят ГРП вскрытого пропластка (рис. IV.14, в).
Для каждого из обрабатываемых пропластков комплекс работ повторяют. Затем скважину промывают до забоя и вводят в эксплуатацию (рис. IV. 14, г).
Если толщина пропластков глин и песчаника достаточно велика, то поинтервальный ГРП можно проводить с помощью сдвоенного пакера, при этом верхний пакер устанавливают несколько выше кровли пласта, а нижний чуть ниже его подошвы. Сдвоенный пакер позволяет исключить изоляцию ранее разорванных пропластков засыпкой песка и последующую промывку скважины.
При ГРП используют оборудование, схема расстановки (рис. IV. 15) которого у устья скважины может изменяться в зависимости от параметров скважины и технологии проведения процесса.
В комплексе оборудования входят: насосные агрегаты УН1-630Х700А (4АН-700), пескосмесительные машины 4ПА, УСП-50, автоцистерны ЦР-500, ЦР-7АП, ЧЦР для транспортирования, а в ряде случаев и кратковременного хранения жидкостей, мани-фольд, арматура устья 2АУ-70 скважин, пакеры, якори и другое оборудование.
Арматуру устья соединяют двумя трубопроводами с блоком Манифольда, напорный коллектор которого отдельными трубопроводами соединен с насосными агрегатами.
Для обвязки оборудования с устьем применяют металлические тРубы с шарнирными коленами. Перед началом работ обвязку оп-Рессовывают (без скважины) на пробное давление, в 1,5 раза превышающее ожидаемое при разрыве пласта. К блоку манифольда подключают станцию контроля и управления для точного измерения расходов жидкости и ее давления.
175
Рис. IV.14. Схема проведения поинтервального гидравлического разрыва пласта
сверху вниз
Рис. IV.15. Схема обвязки наземного оборудования при ГРП:
а — для мелких скважин / — скважина; 2 — насосные агрегаты, 3 — пескосмесительный агрегат, 4 — вспомогательные насос-» ные агрегаты; 5 — емкости для жидкости-песконосителя; 6 — емкости для жидкости разрыва и продавочной жидкости; б — для глубоких скважин: 1 — насосные агрегаты 4АН-700; 2 — пескосмесительные агрегаты ЗПА; 3 — автоцистерны ЦР-20 с технологическими жидкостями, 4 — пес-ковозы, 5 — блок манифольдов высокого давления, 6 — арматур» устья 2АУ-700, 7 — станция контроля и управления процессом (расходомеры, манометры, радиосвязь)
В первый период ГРП (создания трещин) насосные агрегаты забирают рабочую жидкость непосредственно из емкостей или автоцистерн, далее на их прием подключают пескосмесительные агрегаты, имеющие запас песка и пополняющие его от песковозов, Жидкость для приготовления смеси поступает от соответствующих Цистерн. При закачке продавочной жидкости на прием насосных агрегатов поступает жидкость из других емкостей или резервуаров.
При гидроразрыве пласта насосные и пескосмесительные агрегаты монтируют в большем, чем необходимо по расчету, количест-на случай их выхода из строя во время проведения процесса при необходимости получения большего расхода жидкости, положено по расчету. Технологические жидкости и песок так-е доставляют к скважине в большем, чем необходимо, количест-
Зак 840 177
ве, поскольку особенности протекания процесса ГРП предусмо реть с большой точностью весьма трудно.
Помимо перечисленного оборудования у устья скважины рас-полагают агрегат подземного ремонта для проведения спуско-подъемных операций при промывке скважины, установке, срыве якоря и т. п.
После ГРП на скважине остается агрегат подземного ремонта насосная установка и емкость для воды, необходимые для окончательной промывки скважины и последующего ввода ее в действие.
В процессе ГРП все оборудование работает на предельных паспортных режимах, при высоких давлениях, поэтому для обеспечения безопасности работ необходимо придерживаться следующих правил.
1. Работников допускают к проведению ГРП только после соответствующего инструктажа по технике безопасности.
2. Территорию вокруг скважины очищают от посторонних предметов.
3. Расстанавливают агрегаты, обвязывают все оборудование и спрессовывают его под непосредственным руководством и контролем ответственного руководителя работ.
4. Насосные агрегаты должны иметь исправную контрольно-измерительную аппаратуру; предохранительные клапаны должны быть предварительно спрессованы, а их сброс должен быть обеспечен линией, отводящей жидкость под агрегат.
5. При опрессовке обвязки и пакера рабочие не должны находиться у устья скважины и у элементов обвязки. В это время запрещается проводить какие-либо работы с элементами обвязки.
6. Демонтаж оборудования разрешается только после снижения давления в нем до атмосферного.
§ 9. ГИДРОПЕСКОСТРУЙНАЯ ПЕРФОРАЦИЯ
Наиболее эффективно вскрытие продуктивного пласта, обсаженного колонной и зацементированного гидропескоструйной перфорацией. При этом образуются радиальные конусообразные полости длиной до 1 м и диаметром до 60 мм.
При гидропескоструйной перфорации в скважину на колонне НК.Т спускают гидропескоструйный перфоратор, по которому от насосного агрегата под давлением до 30 МПа подают водопесча-ную смесь, приготавливаемую пескосмесительными агрегатами. Смесь вытекает из насадок перфоратора с большой скоростью и промывает в обсадной колонне, цементном кольце и породе пласта каналы (рис. IV. 16).
Гидропескоструйный перфоратор служит для создания каналов в скважинах с 146, 168 и 219-мм эксплуатационными колоннами. С его помощью вырезают окна в обсадных колоннах, расширяю^ забои необсаженных скважин. Основное назначение перфорато ра — создание перфорационных отверстий.
178
Рис IV 16 Схема проведения гид ропескоструйной перфорации
Рис. IV. 17. Гидропескоструйный перфоратор
Перфоратор (рис III 17) состоит из корпуса 2, в верхней и нижней частях снабженного коническими резьбами С помощью резьбы в верхней части корпуса он соединяется с колонной бурильных труб, на которой спускается в скважину, с помощью нижней — с хвостовиком 6, имеющим перо, на котором установлен центратор 5 На боковой поверхности корпуса имеется шесть гнезд с конической резьбой, в которые вворачиваются узлы насадок 3 или заглушки Насадки снабжены держателями с небольшими закраинами, предохраняющими корпус перфоратора от разрушения отраженной от стенки скважины струи жидкости Насадки выполняются из прочного материала, устойчивого к воздействию водопес-чаного потока, текущего во время перфорации в отверстиях наса-Док
В корпусе перфоратора размещены два шариковых клапана 1, 4 различного диаметра, обеспечивающих возможность опрессовки колонны бурильных труб после спуска перфоратора, а также про-*Швки скважины от песка
7* 174
В зависимости от вида выполняемых работ применяют наса ки с различными диаметрами: для вырезки прихваченных в скв жине труб—3 мм; для перфорации обсадных колонн и других пя~ бот, при которых расход жидкости ограничен,—4,5 мм; для полу' чения максимальной глубины каналов —6 мм. •*"
Для повышения эффективности абразивного действия струи истекающей из насадок, за счет исключения ее столкновения со струей отработанной жидкости насадки устанавливают таким образом, чтобы угол наклона оси отверстия к горизонтальной плоскости составлял 2—3°.
При пескоструйной перфорации отсутствуют ударные волны которые наблюдаются при пулевой и торпедной перфорациях, а поэтому не нарушается изоляция отдельных пропластков. Эффективность этого процесса не уменьшается с увеличением глубины залегания вскрываемого пласта.
Гидропескоструйная перфорация не дает высокого эффекта для пластов, ранее подвергавшихся солянокислотной обработке, гидравлическому разрыву, а также уже вскрытых пластов с высокопроницаемыми породами.
С помощью описанного комплекса оборудования, дополненного устройством для вертикального или кругового перемещения перфоратора, можно:
создавать глубокие вертикальные или кольцевые щели;
срезать обсадные, бурильные и насосно-компрессорные трубы в скважине;
разрушать металлические предметы, находящиеся в скважине,, цементные стаканы или твердые песчаные пробки.
Последовательность операций при гидропескоструйной перфорации следующая.
1. У устья скважины устанавливают агрегат подземного ремонта для спуско-подъемных операций, рядом со скважиной располагают и обвязывают насосный и пескосмесительные агрегаты.
2. На колонне насосно-компрессорных или бурильных труб спускают перфоратор с гидравлическим центратором, расположенным выше него. Расположение перфоратора относительно вскрываемого пласта определяют либо с помощью радиоактивного каротажа,, либо точным измерением длины труб, на которых спускают перфоратор.
3. После спуска инструмента устье скважины обвязывают арматурой типа 2АУ-70, обеспечивающей возможность прямой и обратной промывки скважины.
4. Промывают скважину водой до забоя.
5. Спускают в скважину опрессовочный шаровой клапан и оп-рессовывают оборудование пробным давлением, превышаюшйМ рабочее в 1,5 раза. „..
6. Обратной промывкой поднимают опрессовочный (верхний/ клапан на поверхность.
7. Опускают в трубы клапан перфоратора (нижний).
180
8. Проводят пробную закачку жидкости без песка и уточняют режим работы насосных установок.
9. Начинают проведение гидроперфорации. При этом двумя-тре-щя агрегатами закачивают песчаную смесь, содержащую 50— 100 кг песка на 1 м3 жидкости. Фракционный состав песка может изменяться от 0,2 до 1 мм. При вскрытии эксплуатационных сква-JKHH в качестве жидкости-песконосителя можно использовать дегазированную нефть, при проведении работ в нагнетательных скважинах, а также связанных с обрезкой колонн — воду. Подачи насосов составляет 3—4 л/с, что обеспечивает скорость истечения из насадок перфоратора 200—260 м/с при перепаде давления на них 18—22 МПа. Водопесчаная смесь образует углубления в стенке скважины со скоростью 0,6—0,9 мм/с. На обработку одного интервала пласта затрачивают 15—20 мин, после чего прокачку смеси прекращают и колонну труб вместе с перфоратором поднимают, устанавливая у следующего интервала. Процесс перфорации повторяют.
Одной из основных задач в процессе перфорирования является поддержание циркуляции жидкости-песконосителя. Потеря циркуляции, например, в результате поглощения жидкости высокопроницаемыми пластами может привести к появлению песчаных пробок.
10. После обработки всех интервалов потоком жидкости при обратной промывке поднимают обратный клапан и промывают скважину до появления чистой воды.
11. Устье скважины освобождают от арматуры, перфоратор извлекают из скважины и оборудуют ее для освоения и эксплуатации.
Для повышения эффективности гидравлической перфорации необходимо сократить непроизводительное время, на которое процесс перфорации прекращается для изменения глубины подвески перфоратора. Для этого применяют технологию непрерывного процесса.
В этом случае устье скважины оборудуют головкой с сальником, позволяющей агрегату подземного ремонта поднимать колонну НКТ, подвешенную на элеваторе. Жидкость подводят к колонне труб промывочным шлангом. При подобном оборудовании возможно проводить перфорацию колонны в интервале, соответствующем Длине одной насосно-компрессорной трубы.
§ 10. КИСЛОТНАЯ ОБРАБОТКА СКВАЖИН
Кислотная обработка забоев скважин относится к химическим Методам воздействия на пласт. При ее проведении химические агенты реагируют с породой пласта, с материалами и веществами, внесенными в призабойную зону и изменившими коллекторские свойства пласта в непосредственной близости от скважины.
Кислотную обработку применяют как в эксплуатационных, так
181
и в нагнетательных скважинах. В первых — для увеличения та, во вторых —• приемистости скважин.
Для обработки скважин применяют в основном соляную ки лоту, которая, реагируя с известняками или доломитами, слагаю" щими породу продуктивного пласта, образует осадки, хорошо рас" творимые в воде и легко удаляемые из призабойной зоны пласта" Реакция серной кислоты с этими материалами дает нерастворимые в воде осадки, которые будут закупоривать поры породы.
Обычно для обработки скважин используют 8—15%-ную соляную кислоту. Кислота более высокой концентрации, вступая в реакцию с металлическим оборудованием, быстро разрушает его а менее высокой — снижает эффективность взаимодействия с породой пласта.
Объем раствора кислоты для обработки пласта обусловлен его толщиной, химическим составом породы, пористостью и проницаемостью пласта, а также числом предыдущих кислотных обработок.
В среднем на 1 м обрабатываемого интервала пласта требуется 0,4—1,5 м3 раствора, причем небольшие объемы применяют при первичной обработке малопронииаемых пластов. Чем больше проницаемость пласта, тем больший объем кислоты необходим для его обработки. По мере увеличения числа обработок также увеличивают и объем кислоты.
В раствор помимо соляной кислоты целесообразно добавлять ингибиторы, например уникол ПБ-5, которые при малой дозировке (0,1—0,5%) снижают коррозионное действие кислоты на оборудование в десятки раз.
Для изменения скорости реакции солянокислотного раствора, (увеличения в плотных слаборастворимых породах и уменьшения в хорошорастворимых) добавляют ингенснфикаторы, представляющие собой различные поверхностно-активные вещества (ПАВ).
Технология кислотной обработки скважин
На промыслах применяют следующие виды солянокислотных обработок: кислотные ванны; кислотные обработки под давлением; термохимические и термокислые обработки.
Наиболее широко распространены кислотные ванны, при которых раствор соляной кислоты заливают в скважину и оставляют там без продавливания его в пласт. Этот вид обработки самый простой. Его используют для очистки забоя и стенок скважины от цементной и глинистой корки, смолистых веществ, отложений парафина и продуктов коррозии.
Перед кислотными ваннами скважину предварительно промывают от песка, продуктов коррозии и парафина. Необходимое количество раствора кислоты, приготовленного заранее на базе хранения кислот, доставляют в специальной цистерне и заливают в скважину.
Для реакции с породой кислоту оставляют в скважине на 24 ч,
182
Рис. IV.18. Расположение оборудования при проведении кислотной обработки:
-? — насосный агрегат, 2 — емкость для кислоты на агрегате; 3 — емкость для кислоты на прицепе; 4 — емкость для кислоты стационарная. 5 — емкость для продавочной жидкости; 6 — устье скважины, 7 — мерник
после чего проводят обратную прорывку, очищая забой от загрязняющих веществ.
Перед кислотной обработкой у устья скважины монтируют агрегат додземного ремонта и располагают необходимое оборудование (рис. IV. 18).
Обработку скважины осуществляют в три этапа.
1. Заполняют скважину жидкостью: в эксплуатационную скважину закачивают нефть (воду, если пластовое давление велико) до устойчивого переливания через отвод из затрубного пространства, в нагнетательную — воду.
2. При открытом затрубном пространстве закачивают расчетный объем раствора кислоты до заполнения ею объема скважины от забоя до кровли обрабатываемого
пласта и полости спущенной колонны НКТ. Вытесняемую при этом из затрубья жидкость (нефть или воду) направляют в мерник, контролируя объем вытесненной жидкости. После закачки расчетного количества кислоты задвижку на отводе из затрубья закрывают.
3. Начинают вытеснять кислоту из скважины в пласт, для чего насосный агрегат закачивает продавочную жидкость в колонну НКТ до тех пор, пока весь объем кислоты не будет задавлен в пласт. В качестве продавочной жидкости на эксплуатационных скважинах применяют сырую дегазированную нефть, а на нагнетательных — воду. Если обработку кислотой проводят на скважине в первый раз, давление, развиваемое насосами при продавке, не рекомендуется развивать выше 8—10 МПа, при последующих обработках необходимо создавать высокое давление, обеспечивая при этом проникновение кислоты по пласту на максимальное расстояние от скважины.
4. После задавливания всего объема кислоты задвижку на Устье закрывают и ожидают, пока не произойдет реакция.
5. С помощью спущенной колонны промывают скважину, удаляя продукты реакции кислоты. Затем скважина начинает эксплуатироваться. ' •
Кислотную обработку под давлением применяют Для неоднородных пластов с изменяющейся проницаемостью. Кислотной обработке под давлением также предшествуют гидродина-^ические исследования (определение коэффициента продуктивности, измерение статического и динамического уровней, забойного и Пластового давлений и т. п.), промывка скважины. При этом в
133
Рис. IV.I9. Схема обвязки наземного оборудования при кислотных обработках
под давлением:
/ — кислотный агрегат; 2 — вспомогательный насосный агрегат; 3, 6 — емкость; 4, 7, s — стационарная емкость, 5, 10 — насос; )/ — скважина
скважину предварительно закачивают высоковязкую эмульсию типа кислота в нефти, в результате чего раствор кислоты проникает глубоко в пласт и охватывает малопроницаемые и удаленные от забоя участки, что повышает эффективность обработки.
При обработке у скважины устанавливают агрегат подземного ремонта и оборудование для проведения процесса: насосный агрегат, цементировочный агрегат, несколько емкостей (рис. IV.19).
Кислотную обработку проводят следующим образом.
1. Спускают до забоя колонну НКТ и промывают скважину.
2. В затрубное пространство закачивают порядка 2 м3 легкого глинистого раствора плотностью 1,15—1,20 г/см3 и 27 м3 утяжеленного раствора. Для каждой скважины значения этих объемов уточняются при предварительных расчетах.
3. Закрыв кран на боковом отводе из затрубного пространства, при максимальном расходе закачивают в колонну НКТ приготовленную эмульсию типа кислота в нефти. Эмульсия в зависимости от индивидуальных особенностей скважины может содержать до 70—80 % соляной кислоты и стабилизировать термостойкими эмульгаторами.
Эмульсии готовят следующим образом: насосом кислотного агрегата прокачивают нефть из емкости в бункер, одновременно подавая малыми порциями раствор кислоты из емкости. Поскольку раствор кислоты имеет больший удельный вес, чем нефть, он попадает на прием насоса вместе с нефтью и в процессе перекачивания хорошо с ней перемешивается. После образования эмульсии включают насос и перекачивают эмульсию в бункер, одновременно добавляя туда кислоту. Перекачивание эмульсии из емкости в емкость повторяют несколько раз до тех пор, пока не будет получена эмульсия требуемой вязкости, после чего она готова для закачивания в скважину. Расход эмульсии при обработке одной скважины составляет 50—90 м3.
184
4. Закачанную эмульсию продавливают водой в пласт и закры-8ают скважину на время, необходимое для реакции (2—8 ч).
5. Открывают затрубное устройство и вытесняют глинистый раствор водой, после чего пускают скважину в эксплуатацию.
Термокислотную обработку скважин проводят в тех случаях, когда поры продуктивного пласта у скважины покрыты отложениями парафина, смол и асфальтенов. При этом на забой скважины подают вещество (обычно магний), которое вступает в реакцию с соляной кислотой, сопровождающуюся выделением большого количества тепла. Тепло нагревает раствор кислоты, который смывает отложения со стенок скважины и взаимодействует с веществом, слагающим ее.
Одна из задач технологии термокислотной обработки скважины — ускорение реакции кислоты с магнием. Скорость реакции обусловлена прежде всего величиной поверхности контакта металлического магния с кислотой. Для ее увеличения необходимо закладывать бруски магния в контейнер таким образом, чтобы поверхность соприкосновения брусков была минимальной, или же использовать стружку магния, гранулы.
Прогрев прифильтрованной части пласта и активное воздействие нагретой кислоты на породу может также осуществляться с использованием гранулированного магния по следующим схемам.
1. Внутрипласговая термохимическая обработка — гранулы магния в смеси с песком нагнетают в трещины пласта, после чего магний растворяется кислотой. При этом происходит разогрев значительного объема пласта, удаленного от скважины, а накопленное им тепло постепенно отдается потоку жидкости, направленному к скважине, который растворяет парафин.
2. Внутрискважинная термохимическая обработка — гранулированный магний и кислоту вводят в затрубное пространство напротив всей вскрытой толщины пласта. Реакция кислоты с магнием протекает во время прокачки ее через слой магния, после чего она поступает в пласт.
3. Термокислотная ванна — в заполненную фильтровую часть ствола скважины намывают гранулированный магний для реакции с кислотой.
Скважины обрабатывают в следующем порядке.
1. Заполняют скважину нефтью.
2. Внутрь колонны насосно-компрессорных труб на штангах опускают реакционный наконечник, загруженный необходимым количеством магния.
Обычно количество магния составляет 40 кг, при большой тол-Щине пласта до 100 кг. Магний загружают в виде прутков диамет-РОМ порядка 30 мм. Для повышения эффективности процесса применяют магний в виде стружки или гранул, однако при этом необходимо использовать специальные дозирующие устройства.
3. Закачивают первую порцию раствора соляной кислоты, необходимую для первой — тепловой фазы обработки. При этом со-•5яная кислота нагревается за счет реакции с магнием. Расход
185
жидкости в первой фазе определяют исходя из количества выде ляющегося тепла при химической реакции.
Режим закачки должен обеспечивать температуру кислоты, про реагировавшей с магнием, 75 °С, при этом она должна быть д'оста точно активной для реакции с породами пласта, поскольку после реакции ее концентрация уменьшается. Так, при использовании 15 %-ного раствора кислоты после реакции его с магнием и нагреве до 75 °С активность раствора соответствует 12%-ной концентрации.
4. Без остановки закачки при максимальной подаче насосов закачивают раствор кислоты для заключительной стадии обработки.
5. В скважину нагнетают продавочную жидкость и продавливают кислоту из полости НКТ в пласт. После этого скважину выдерживают, как при обычной кислотной обработке.
6. Прямым или обратным способом скважину промывают и пускают в эксплуатацию.
Пенокислотную обработку проводят на скважинах, многократно подвергавшихся кислотной обработке, или на скважинах продуктивный пласт которых неоднороден и состоит из про-пластков с высокой и низкой проницаемостью.
При этом в призабойную зону пласта вводят аэрированный раствор поверхностно-активных веществ ъ соляной кислоте, который проникает в пласт глубже, чем обычный раствор кислоты, поскольку скорость реакции замедляют пены. Помимо этого, в при-забойной зоне после окончания реакции происходит более полная очистка каналов от продуктов реакции породы с кислотой.
Последовательность выполнения операций при обработке скважин следующая.
1. У устья скважины устанавливают и обвязывают наземное оборудование — кислотный агрегат, компрессор, аэратор и др., а также агрегат подземного ремонта.
2. Извлекают из скважины насосное оборудование.
3. Одновременно с этим раствор соляной кислоты обрабатывают поверхностно-активным веществом.
4. В скважину закачивают нефть до уровня, соответствующего статическому.
5. Закачивают аэрированный раствор кислоты с добавкой ПАВ в скважину. Если давление на устье скважины меньше давления, которое обеспечивает компрессор, то кислотный агрегат и компрессор подключают к аэратору параллельно. Если же оно выше, то компрессор подключают к приему кислотного агрегата.
Соотношение объема воздуха и жидкости (с ПАВ) обычно поддерживают в пределах 15—25 к 1.
6. Кислотную пену продавливают в пласт продавочной жидкостью.
7. Скважину выдерживают под давлением на время, необходимое для реакции.
8. Промывают скважину для удаления непрореагировавшеи
186
кислоты и продуктов реакции. После этого извлекают оборудование, использовавшееся при проведении обработки.
9. Осваивают скважину и пускают ее в работу.
При кислотной обработке следует выполнять следующие правила техники безопасности.
Кислотную обработку скважин должна проводить подготовленная бригада под руководством мастера или другого инженерно-технического работника по плану, утвержденному главным инженером предприятия.
Слив кислот в емкости автоцистерны должен быть механизирован.
Для выливания кислоты из бутылей в мерник необходимо оборудовать удобную площадку, позволяющую работать на ней двум человекам. Переносят бутыли по трапам с перилами.
До закачки раствора кислоты в скважину нагнетательную линию спрессовывают на полуторакратное ожидаемое рабочее давление. На линии устанавливают обратный клапан.
Запрещается ремонтировать коммуникации во время закачки кислоты в скважину. При необходимости ремонта следует прекратить закачку кислоты, снизить давление до атмосферного, а коммуникации промыть водой.
На месте работы с кислотой должен быть необходимый запас воды.
Запрещается закачивать кислоту при силе ветра более 12 м/с, при тумане и в темное время суток.
После окончания работ по закачке кислоты в скважину оборудование и коммуникации следует тщательно промыть водой.
§ 11. ЛОВИЛЬНЫЕ РАБОТЫ
Работам по -капитальному ремонту скважины предшествуют -бследование и при необходимости ремонт устья скважины. Как правило, все скважины оборудованы колонными головками, связывающими обсадные колонны и герметизирующими пространство между ними.
При обследовании проверяют герметичность соединения пьедестала с эксплуатационной колонной и осматривают внутреннюю поверхность пьедестального патрубка. Если он изношен, поверхность сильно корродирована, то его заменяют.
В колонных головках с клиновой подвеской эксплуатационной колонны проверяют герметичность соединения колонны с катушкой и прочность соединения с эксплуатационной колонной — не сорвалась ли она с клиньев.
Обследование скважины
Перед капитальным ремонтом, а также в процессе его выполнения между отдельными операциями скважину обследуют. По Результатам обследования: устанавливают место и характер пов-
187
реждения эксплуатационной колонны (смятие, слом, продольное разрушение); определяют расположение внутрискважинного оборудования, песчаных и цементных пробок или посторонних предметов в скважине; оценивают состояние поверхности эксплуатацией. ной колонны, наличие на ней различного рода отложений, а также состояние фильтра скважины.
Скважины нужно обследовать перед любыми операциями подземного ремонта, однако в наибольшем объеме его проводят перед ловильными работами.
Обследование начинают со спуска на бурильных трубах шаблона — металлического цилиндра со сквозным промывочным отверстием, нижняя часть которого и часть боковой поверхности покрыты свинпом. Диаметр шаблона выбирают в соответствии с диаметром эксплуатационной колонны.
При медленном спуске шаблона следят за изменением показаний индикатора веса и после остановки шаблона его извлекают из скважины, по результатам осмотра его наружной поверхности составляют план дальнейшего обследования.
Расположение посторонних предметов определяют с помощью печатей — плоских и конусных.
При исследовании фонтанных и компрессорных скважин лебедку для скважинных измерений следует устанавливать с наветренной стороны на расстоянии не менее 25 м от устья скважины так, чтобы оператор, управляющий лебедкой, видел устьевой фланец, скважины с роликом или лубрикатор. Спускать скважинные приборы при неисправном счетчике запрещается. В случае выхода из строя счетчика во время спуска и подъема прибора дальнейший подъем должен осуществляться ручным приводом.
В процессе монтажа и демонтажа лубрикатора скважинный прибор устанавливают на полностью закрытую буферную задвижку. Перед его извлечением давление в лубрикаторе снижают до атмосферного через запорное устройство, установленное на отводе. При подъеме прибора из скважины лебедкой с ручным приводом следует включить храповое устройство.
При спуске и подъеме скважинного прибора запрещается подходить к кабелю или проволоке-канату и браться за него руками.
В процессе эксплуатации скважин, проведения различных работ по текущему ремонту, воздействию на пласт и т. п. могут происходить неполадки, приводящие к разрушению, прихвату и другим явлениям, в результате чего часть внутрискважинного оборудования остается в скважине и не может быть извлечена обычными методами.
Наиболее часто встречаются следующие виды аварий.
При эксплуатации скважин:
прихват одного или двух рядов НКТ в результате образования сальника из продуктов коррозии труб или песчаной пробки;
полет одного или двух рядов НКТ;
прихват колонны НКТ со скважинным насосом и защитным приспособлением в результате образования песчаной пробки;
188
полет НКТ со скважинным насосом и штангами;
обрыв колонны насосных штанг;
полет агрегата ЭЦН вместе с кабелем или без него;
обрыв кабеля.
При текущем ремонте:
обрыв каната во время чистки песчаной пробки пикой или желонкой;
обрыв колонны промывочных труб при промывке песчаной пробки;
обрыв каротажного кабеля при исследовании скважины;
падение в скважину предметов при спуско-подъемных работах.
Анализ перечисленных, наиболее часто встречающихся аварий показывает, что при ремонте необходимо выполнять следующие операции:
1) расхаживание, т. е. медленное перемещение внутрискважин-ного оборудования при приложении к нему усилий, соизмеримых с максимальными, обусловленными прочностью труб;
2) захват и освобождение с помощью инструмента колонны штанг или труб, находящейся в скважине. Причем зона, за которую проводится захват, может иметь резьбу (отвинченная муфта), не иметь ее (разрушение произошло по телу трубы или штанги) , или быть значительно деформированной.
3) отделение верхней части колонны (отвинчивание или отрезка) от нижней;
4) обработку верхнего деформированного торца упавшей части колонны для возможности проведения дальнейших работ по ее извлечению;
5) определение состояния и характера разрушения верхнего торца упавшей части колонны;
6) захват инструментом отдельных мелких предметов или канатов, кабелей и т. д.
При ловильных работах используют: для подъема и спуска труб и штанг — агрегаты для текущего и капитального ремонтов скважин, гидравлические домкраты; для промывки скважины — промывочные агрегаты; для захвата внутрискважинного оборудования — метчики, труболовки, колокола и т. п.
Инструмент и приспособления для выполнения этих основных операций были описаны в предыдущей главе.
Рассмотрим технологии проведения наиболее часто встречающихся ловильных работ.
Извлечение из скважины колонны НКТ, прихваченных песком
Характерной особенностью этих работ является то, что в начале их выполнения верхний конец колонны труб находится у устья скважины.
Прихват колонны труб может произойти в результате эксплуатации скважины при совместном поступлении из пласта песка и
189
\J
жидкости, нарушении циркуляции при гидропескоструйной перфорации или гидравлическом: разрыве пласта.
В этих случаях колонну извлекают в зависимости от сложности аварии следующими методами:
промывкой и расхаживанием; натяжкой и обрывом; отвинчиванием.
Наиболее простым способом является промывка в сочетании с расхаживанием. В этом случае к верхнему концу колонны присоединяют нагнетательную линию от насоса агрегата гидроразрыва или промывочного агрегата. Начиная с минимальной подачи, стараются установить циркуляцию промывочной жидкости (вода или нефть), и если она устанавливается, то, постепенно увеличивая подачу насоса, промывают трубы, расхаживают их и извлекают колонну из скважины.
Если прихвачена колонна, диаметр которой позволяет спустить внутрь ее колонну промывочных труб, то поступают следующим образом (рис. IV.20). Начинают прямую промывку с внутренней полости труб, постепенно спуская в нее колонну промывочных труб. После того как нижний конец промывочных труб опустится ниже башмака колонны на 2—3 м, начинают обратную промывку, пока песчаная пробка вокруг колонны не будет удалена.
В процессе промывки расхаживают колонну, периодически создавая растягивающую нагрузку, которая не должна превышать допустимую для данных труб. Целесообразно расхаживание чередовать с вращением труб ротором.
В ряде случаев при расхаживании удается поднять колонну труб только на 5—10 м, после чего пробка в затрубном пространстве уплотняется настолько, что расхаживание следует прекратить Если описанными способами не удается ликвидировать аварию, колонну извлекают по частям.
При извлечении колонны натяжной и обрывом верхний конец колонны труб при помощи талевой системы или домкратов тянут до тех пор, пока колонна не оборвется. Оторвавшуюся часть колонны поднимают из скважины, после чего в нее на бурильных трубах спускают ловильный инструмент и захватывают верхний конец оставшихся в скважине труб. Далее колонну тянут вверх до обрыва находящейся в скважине извлекаемой колонны НКТ. После этого операции повторяют до тех пор, пока колонна НКТ не будет извлечена из скважины полностью. Проч-
190
Рис. IV.20. Схема промывки при освобождении прихваченных труб
[ость бурильной колонны и ловильного инструмента должна быть [ри этом больше прочности колонны извлекаемых труб.
Описанный метод извлечения нельзя применять:
в сильно искривленных и наклонно-направленных скважинах, де значительная часть растягивающего усилия идет на преодоле-[ие сил трения;
при обрыве труб большого диаметра на большой глубине, так сак эффективность данного метода низкая из-за того, что извлечете колонны будет происходить небольшими частями.
Натяжку колонны для обрывов, особенно на большой глубине, 1учше всего проводить гидравлическими домкратами, поскольку \ля этого необходимо иметь вышку большой грузоподъемности, а s момент обрыва труб в результате упругости грузоподъемной сис-чемы происходит подскакивание талевого блока и взаимодействие ;аната с блоками может быть нарушено.
Использование описанного метода приводит, как правило, к юлному выходу из строя извлекаемых труб, и его следует исполь-ювать только тогда, когда все остальные методы не дали положи--ельного результата.
При извлечении колонны отвинчиванием, варьи-)уя величиной растягивающей нагрузки и крутящего момента, ложно отвинчивать трубы в заданном интервале глубины. Для это-•о в скважину спускают бурильные трубы и ловильный инструмент с левыми резьбами. После спуска ловильного инструмента захватывают верхний конец труб. Далее с помощью ротора вра-цают бурильные трубы против часовой стрелки на 10—20 оборотов, после чего расхаживают колонну, создавая максимально до-тустимую нагрузку. Если обрыва ловимых труб не происходит, го опять чередуют вращение труб с расхаживанием, пытаясь оборвать частично развинченные соединения.
При вращении необходимо контролировать величину крутящего момента, так как для резьбовых соединений, подвергнутых коррозии, его величина может превысить допустимую для тела груб.
Если раскрепить резьбовые соединения извлекаемой колонны те удается после 5—б циклов растяжения и вращения, то целесо-эбразно использовать инструмент — раскрепитель резьбы. Он не ямеет резьбы и передает крутящий момент к извлекаемой колонне посредством трения. Раскрепитель опускают на бурильных трубах и, создав на него осевую нагрузку, вращают в течение одного часа. При вращении инструмента происходят колебания колонны и некоторые резьбовые соединения ослабляются. После этого спускают ловильный инструмент и отвинчивают часть ловильных труб.
В тех случаях, когда отвинчивание невозможно, аварийную колонну разрушают на заданной глубине специальными кумулятивными торпедами, обеспечивающими в результате взрыва кольцевой надрез трубы, отрезают их при помощи гидропескоструйного перфоратора или специального режущего инструмента.
191
Извлечение из скважины труб многорядного подъемника
В процессе эксплуатации скважины компрессорным способом в скважину могут быть спущены два ряда труб при этом могуг возникнуть следующие варианты прихвата: прихват только первого или только второго ряда, прихват обоих рядов.
В случае прихвата первого ряда труб необходимо убедиться в том, что второй ряд свободен, для чего дать ему натяжку. После этого в скважину закачивают воду и второй ряд труб извлекают. Далее приступают к извлечению первого ряда труб по описанным ранее технологиям.
Извлечение упавших труб
Технология извлечения в значительной степени определяется состоянием колонны, зависящим от высоты падения, кривизны ствола скважины, характеристик жидкости, заполняющей ее.
При падении с большой высоты в пустую скважину нижние трубы от удара о забой сминаются и их ось искривляется в виде спирали, возможно также образование лент в результате разрушения труб вдоль образующей. Верхняя часть колонны обычна бывает недеформированной.
Трубы малых диаметров могут установиться в эксплуатационной колонне в несколько рядов.
Технология извлечения упавших труб отличается от приведенной выше тем, что на первом этапе определяют глубину нахождения верхнего конца колонны и его состояние. Нарушения конца труб бывают следующие: разрыв по поперечному сечению трубы с сохранением правильной формы, разрыв со смятием внутрь или наружу. Определяют форму разрушенного сечения трубы с помощью печати.
Помимо печати могут быть использованы специальные спускаемые в скважину глубинные фотоаппараты и телекамеры. Их применение резко ускоряет время исследований и повышает их точность.
Печать опускают на колонне бурильных труб, устанавливают на торце исследуемого объекта и прижимают к нему с усилием 20 кН. После этого ее извлекают на поверхность и по отпечатку, оставшемуся на ее поверхности, определяют особенность разрушения торца трубы.
В зависимости от формы разрушенного сечения на колонне бурильных труб спускают режущий инструмент — торцевой фрезер или райбер — и обрабатывают торец труб так, чтобы можно было пропустить внутрь или накрыть его ловильным инструментом.
После извлечения режущего в скважину спускают ловильный инструмент, с помощью которого захватывают верхнюю трубу и> отвинтив ее, извлекают на поверхность. При этом стараются избегать приложения больших нагрузок, поскольку верхняя разрУ"
192
доившаяся труба может иметь трещины, расслоения и другие дефекты, не позволяющие прикладывать к ней усилия, необходимые для извлечения всей колонны. Далее извлекают оставшуюся колон-gy. Она может разрушиться особенно при использовании внутренних метчиков на отдельные продольные ленты.
Верхнюю недеформированную часть колонны упавших труб после захвата ловильным инструментом обычно удается извлечь с помощью домкратов, оторвав ее от нижней заклиненной части. Оставшиеся деформированные трубы извлекают небольшими частями по одной-две, отвинчивая или отрывая их от нижней части колонны.
Оставшиеся на забое ленты извлекают с помощью пауков или захватывают колоколами, магнитными фрезерами.
Извлечение упавших насосных труб и штанг
При эксплуатации скважины штанговым насосом или в период подземного ремонта наиболее часто встречаются следующие аварии:
обрыв или развинчивание штанг в процессе работы штанговой насосной установки;
падение колонны штанг при спуско-подъемных операциях;
при этом если падение происходит с большой высоты, то ниж-*я часть колонны НКТ вместе с насосом может оборваться и элететь в забой;
падение колонны НКТ вместе с насосом и штангами.
В указанных случаях взаимное расположение штанг и НКТ эжет быть следующим:
штанги находятся внутри труб;
штанги выпадают из труб и располагаются в скважине рядом с ними;
штанги скручиваются в спираль, устанавливаются в два или более рядов, образуют плотные клубки из сломанных и погнутых штанг.
При обрыве или развинчивании штанг в процессе эксплуатации ШСНУ они падают на высоту, не превышающую длину хода плунжера, и сохраняют свою прямолинейную форму. Зная диаметр штанг и характер разрушения колонны, применяют ловители различных конструкций — простые и комбинированные, позволяющие захватывать штангу за тело или муфту, а также Шлипсы.
Если штанга находится в эксплуатационной колонне рядом с Колонной НКТ и ее конец располагается выше конца упавших труб, то работы по их извлечению осложняются, поскольку при Взаимодействии с печатью или ловильным инструментом их концы могут погнуться. Если при этом штанга прижата к стенке трубы, то применение штангового шлипса, как правило, не дает эффекта и необходимо использовать «счастливый» крючок. Его спускают на колонне бурильных труб до верхнего конца аварийных
193
штанг, поворачивают ротором и приподнимают. Если индикатоп веса показывает увеличение нагрузки, то начинают осторожный без рывков, подъем колонны, если нет — повторяют операцию: опускают колонну и вращают ее ротором, пока не произойдет захват
Плотный клубок штанг извлекают с помощью обжимной коронки и колокола. При этом сначала обжимной коронкой придают верхней части клубка штанг цилиндрическую форму, а затем захватывают его колоколом.
Если все операции не дают эффекта, ствол скважины очищают от смятых штанг обработкой торцевыми фрезами. На эту меру приходится идти только в крайнем случае, поскольку их применение может привести к повреждению эксплуатационной колонны.
Извлечение упавшей установки ЭЦН
Причиной падения на забой УЭЦН в процессе работы является обрыв НКТ в одном из резьбовых соединений в результате их неудовлетворительной выбраковки. При этом возможны следующие варианты соотношений длин оборванных труб и кабеля (рис. IV.21):
обрыв НКТ в верхней части при обрыве кабеля в нижней части (рис. IV.21, а);
обрыв НКТ в верхней части при обрыве кабеля выше места обрыва колонны (рис. IV.21, б);
обрыв Н1\Т в нижней части с обрывом кабеля в верхней части и падение его на трубы с образованием сальника (рис. IV.21, s);
обрыв НКТ в нижней части при обрыве кабеля с образованием сальника в нижней части колонны (рис. IV.21, г).
с <*& \ \ \ .V* I i \ \ э )
\ ^
1
1 Г

Рис. IV.21. Возможные варианты обрыва НКТ и кабеля в скважинах, оборудованных ЭЦН
194
при этом хомуты, крепившие оторванный кабель к колонне, отрываются и остаются в эксплуатационной колонне.
Как и во всех остальных случаях, работу по извлечению оборудования начинают с определения точного положения места обрыва и расположения верхнего конца труб относительно устья скважины.
При аварии с расположением НКТ и кабеля по первому варианту в скважину спускают на бурильных трубах наружную тру-боловку, которую сажают на верхний конец извлекаемых труб.
Поднимают колонну на поверхность до появления кабеля медленно без рывков во избежание образования сальников из кабеля при прохождении им стыков эксплуатационной колонны. После появления кабеля его наматывают на барабан, и процесс подъема идет так же, как при обычном подъеме ЭЦН. Особое внимание при этом следует уделять контролю за показаниями индикатора веса: увеличение нагрузки свидетельствует о заклинивании хомутов, упавших на насос.
При аварии с расположением кабеля по второму варианту сначала пытаются с помощью крюка поднять его. Если это не удается, то в скважину опускают фрезу и срезают кабель до муфты, после чего проводят работы по описанной выше технологии.
Наиболее трудоемкими и сложными являются два оставшихся случая. Для их устранения необходимо сначала ликвидировать сальники из кабеля, для чего используют пауки с внутренними зубьями или удочки. Ее спускают на колонне бурильных труб вместе с воронкой, центрирующей ее, и после посадки на сальник захватывает петли кабеля и поднимает его наверх.
При образовании сальника ниже места разрушения труб спускают труболовку, отвинчивают трубы, находящиеся выше или рядом с сальником, и поднимают их на поверхность. После этого работы ведут так же, как в предыдущем случае.
При заклинивании агрегата в процессе подъема колонны в результате попадания в зазор между ним и эксплуатационной колонной посторонних предметов колонну расхаживают в сочетании с обратной промывкой.
Извлечение каната и каротажного кабеля
Аварии подобного рода происходят в результате прихвата в эксплуатационной колонне спускаемых на канате или кабеле приспособлений и приборов.
В этом случае на бурильных трубах спускают канаторезку. Пе-Ред ее спуском верхний конец кабеля пропускают через окно в Кожухе и при спуске канаторезки держат в натянутом состоянии. После подхода канаторезки к прихваченному инструменту канат Натягивают, приподнимают бурильные трубы — канат обрезается. После этого из скважины поднимают сначала канат, потом канаторезку и приступают к ловле прихваченного инструмента.
При заклинивании прибора, спущенного на каротажном кабе-
195-
ле, его пропускают у устья в отверстие воронки, которую спускают на бурильных трубах. Во время спуска кабель держат в натянутом состоянии. После достижения воронкой прихваченного прибора ротором поворачивают колонну бурильных труб на 10—, 12 оборотов, наматывая на них кабель, и приподнимают трубы, в результате чего кабель обрывается.
Извлечение каната или кабеля, упавшего в скважину и образовавшего сальник, проводят с помощью удочек и центрирующих воронок аналогично извлечению кабеля ЭЦН. Широко распространены удочки с подвижными крючками, выходящими при перемещении ее вверх и подхватывающими витки каната.
При ловле канатов и кабелей следует избегать применения металлорежущих инструментов, поскольку образующиеся при их работе мелкие частицы металла, кусочки стальной проволоки не выносятся циркулирующей промывочной жидкостью на поверхность, а падают вниз и могут образовать пробку — так называемое «.железное» дно, удаление которого весьма сложно.
Очистка от посторонних предметов
Посторонние предметы в скважине — это желонки, скважинные насосы, различный инструмент (ключи, кувалды, звенья цепных ключей, сломанные сухари и плашки и т. п.). Извлечение этих предметов обычно затруднено тем, что точно неизвестно, какими именно предметами забит ствол скважины и в каком порядке они располагаются.
Перед очисткой в скважину спускают печать, обследуя которую после подъема на поверхность, определяют форму и размеры предметов. Пробку, состоящую из мелких предметов, поднимают с помощью пауков или промывкой, предварительно раздробив их долотами или фрезерами.
Если скважина имеет зумпф достаточной глубины, то пробку стараются протолкнуть вниз до забоя скважины
§ 12. РЕМОНТНО-ИЗОЛЯЦИОННЫЕ РАБОТЫ
В процессе эксплуатации скважины рано или поздно в нее начинает поступать вода. Вода может поступать (рис. IV.22): через цементный стакан на забое скважины, через отверстия фильтра вместе с нефтью, дефекты в эксплуатационной колонне (трещины, раковины в металле, негерметичные резьбовые соединения). Эти дефекты возникают при некачественном цементировании, коррозии колонны под действием омывающих ее минерализованных пластовых вод. Нарушения могут возникнуть в процессе освоения скважины или при текущем и капитальном ремонтах.
Помимо этого возможен переток воды из одного пласта в дрУ" гой, происходящий в результате их вскрытия в процессе бурения скважины и отсутствия изоляции друг от друга цементным камнем. Хотя в этом случае пластовая вода и не поступает внутрь
196
ссплуатационной колонны, но контакт ее с наружной поверх-эстыо труб может привести к коррозии и нарушению герметич-зсти колонны. Помимо всего прочего изоляция подобных пластов зобходима для охраны недр.
При изоляционных работах приходится выполнять изоляцию верхних вод, нижних вод, поступающих через цементный стакан и по заколонному пространству, подошвенных вод, отдельных пластов и вод, поступающих через соседнюю скважину.
Ремонтно-изоляционным работам предшествует определение места дефекта в эксплуатационной колонне, его характера и глубины расположения.
Если колонна смята, то обследование печатями может дать необходимые исходные данные. Однако в большинстве случаев оно не дает результатов, поскольку место притока неоднозначно связано с деформированным участком колонны. Наиболее надежным способом определения дефекта является изоляция существующего фильтра и испытание колонны на герметичность опрес-совкой или снижением уровня жидкости в скважине. При этом расположение дефекта эксплуатационной колонны определяют дебитомером, который медленно опускают в скважину. Пока прибор находится выше дефекта, он регистрирует поток жидкости, направленный вверх по стволу скважины, находясь ниже дефекта, он не регистрирует движения жидкости. Если колонна имеет несколько дефектов, то у каждого из них показания дебитомера будут скачкообразно изменяться. Зарегистрировав глубину расположения дебитомера и его показания, можно определить характер расположения дефектов в колонне.
Рис. IV.22. Возможные пути движения пластовых вод при эксплуатации скважины:
/ — продукция скважины. II — вода, III — нефть в изолированном пласте, IV — вода в изолированном пласте, Л — переток воды между пластами, В — прорыв верхних вод через дефект в эксплуатационной колонне, С — прорыв верхних вод через дефект в цементном камне, D — подошвенные воды, В — нижние воды, поступающие через дефект в цементном стакане
197
Место расположения дефекта может быть также определено с помощью резистивиметра, регистрирующего сопротивление воды поступающей в скважину, электротермометра, закачкой радиоак^ тивных изотопов и рядом других способов.
Независимо от конкретных задач, решаемых при изоляции пласта, по своему назначению они могут быть разделены на три группы:
исправление негерметичного цементного кольца или создание его вновь;
устранение дефекта в эксплуатационной колонне;
изоляция существующего фильтра и возврат скважины на выше- или нижележащий пласт.
При изоляционных работах одной из основных и наиболее ответственных операций является цементирование. Поскольку приходится цементировать дефекты уже имеющегося цементного кольца или существующий фильтр, применяют специальные сорта цементов, которые при их схватывании с имеющимся цементным камнем образуют однородную по физико-химическим свойствам непроницаемую корку на поверхности пористой породы пласта, не проникающую в него.
В процессе цементирования необходимо применить специальную арматуру устья для скважин (используемую при гидроразрыве пласта), колонну заливочных труб, собираемую из насосно-ком-прессорных или бурильных труб, пакеры, цементировочные желонки и агрегаты.
Перед цементированием рассчитывают объем необходимых материалов, время проведения процесса и т. д.
Закачка цементного раствора в заколонное пространство предусматривает предварительное создание в эксплуатационной колонне специальных отверстий.
Для перфорации используют кумулятивные и гидропескоструйные перфораторы, причем последний обеспечивает более рациональную грушевидную форму отверстий (см. рис. 1.3), которая хорошо заполняется цементным раствором, в результате чего цементный камень оказывается надежно закрепленным и не выпадает в ствол скважины. При использовании кумулятивных перфораторов образуются конические полости, основание которых находится у скважины. Цементный камень может легко выпасть из таких углублений и открыть путь для притока посторонней воды в скважину.
Помимо этого гидропескоструйная перфорация позволяет создавать путем поворота и перемещения перфоратора полости различной формы — кольцевые и радиальные.
Изоляцию верхних вод, если они проникают из пласта 2 через дефект в эксплуатационной колонне, осуществляют:
заливкой водоцементного раствора через дефект в колонне и последующим разбуриванием цементного стакана;
заливкой водоцементного раствора с последующим выливанием излишка раствора;
198
спуском дополнительной предохранительной колонны с последующим цементированием;
установкой пакеров.
Если вода поступает по заколонному пространству через отверстия фильтра, то фильтр скважины (на высоту продуктивного пласта) изолируют песчаной пробкой и при необходимости создают цементный стакан. Его верхняя граница должна располагаться ниже дефекта в колонне или перфорационных отверстий, из которых поступает вода.
После затвердения цемента колонну спрессовывают на герметичность и после предварительной промывки с помощью заливочных труб закачивают под давлением цементный раствор в дефект колонны. Когда цемент затвердеет, цементную пробку разбуривают, песок промывают и пускают скважину в эксплуатацию, контролируя состав ее продукции. Сопоставление содержания воды в продукции скважины до и после ремонта позволяет судить об эффективности работ.
Если вода поступает по заколонному пространству через отверстия фильтра, изоляцию осуществляют: нагнетанием цементного раствора через отверстия фильтра с последующим разбурива-нием или промывкой излишка раствора или нефтецементного раствора через отверстия фильтра с последующей промывкой (в пластах с низким пластовым давлением).
Изоляция нижних вод зависит от места их проникновения в эксплуатационную колонну. При попадании их через цементный стакан на забое скважины из пласта 5 последний разбуривают до забоя и промывают. После этого его цементируют с помощью желонки (в мелких и средних скважинах) или заливочными трубами (в глубоких скважинах).
В первом случае цементный раствор доставляют на забой с помощью цементировочной желонки, в нижней части которой имеется клапан, открывающийся при установке на забой. Во втором случае в эксплуатационную колонну спускают заливочные трубы, по которым на забой закачивают необходимый объем цементного раствора. После этого раствор, находящийся в трубах, выдавливают продавочной жидкостью, трубы поднимают и скважину осваивают.
Нижние воды, проникающие через дефекты вдоль эксплуатационной колонны, можно изолировать через специальные отверстия, предварительно перфорируемые в колонне между продуктивным и водонасыщенным пластом.
При использовании извлекаемого пакера поступают следующим образом.
В скважину на заливочных трубах спускают извлекаемый па-кер и устанавливают его между фильтром скважины и специально перфорируемыми отверстиями в колонне. После герметизации кольцевого пространства нагнетают воду в заливочные трубы и промывают каналы в заколонном пространстве, по которым происходил ток жидкости. При этом промывочная вода поступает в за-
199
Рис. IV.23. Изоляция нижних вод с использованием неизвлекаемого пакера: а — создание специальных отверстий путем гидропескоструйной перфорации, б — промыв ка каналов заколонной циркуляции, в — продавливание цементного раствора в специальное отверстие г — вымывание излишнего цементного раствора через циркуляционное приспособление д — повторное вскрытие нефтенасыщенного пласта после твердения цемента
колонное пространство через перфорированные отверстия и, пройдя по заколонным каналам, выходит в пространство над пакером.
После промывки по заливочным трубам закачивают цементный раствор, который продавливают через перфорированные отверстия в промытые заколонные каналы Давление продавки должно быть не менее 5 МПа на 1 м высоты цементного кольца В результате сеть имеющихся трещин заполняется цементным раствором. После продавливания давление снижают, поднимают па-кер на нужную глубину и вымывают излишний цементный раствор.
Одним из недостатков описанной технологии является уменьшение давления на цементный раствор до его затвердевания, а результате чего возможна отдача пласта — частичное или полное выдавливание раствора под действием упругих сил горной породы
Для исключения этого явления используют технологию с неизвлекаемым пакером (рис IV23), при которой изоляция продуктивного пласта / от водоносного II, сообщаемых друг с другом каналом ///, обеспечивается
созданием с помощью гидропескоструйного перфоратора 2, спущенного на заливочных трубах 1, специальных отверстий (рис. IV.23, а),
спуском на заливочных трубах неизвлекаемого цементировочного пакера 3 и промывкой каналов заколонной циркуляции (рис IV 23, б),
продавливанием цементного раствора в каналы (рис IV23, б),
промывкой излишнего раствора через циркуляционный клапан и удалением заливочных труб (рис IV 23, г),
повторным вскрытием продуктивного пласта с помощью кумулятивного 4 или гидропескоструйного перфоратора (рис IV 23, д).
При расстоянии между продуктивным и водоносным пластом более 5 м применяют способ создания цементнп!х поясов Для это-
200
о, как и в описанных выше способах, колонну перфорируют в не-колько ярусов, в каждый из которых закачивают цементный раст-ор.
Для изоляции подошвенных вод создают в приза-юйной зоне пласта 3 водонепроницаемый экран закачкой цемент-:ого раствора в трещины, образованные при гидравлическом раз-ыве пласта в нужном сечении, либо заполнением цементом коль-,евых щелей, созданных с помощью уплотненной кумулятивной ли гидропескоструйной перфорации.
Глубокие горизонтальные щели в эксплуатационной колонне, .ементе и породе пласта лучше всего выполнять с помощью гид-опескоструйных перфораторов, вращая их глубинными двигате-ями или роторами на устье.
Для сохранения прочности колонны обычно делают три-четыре оризонтальные щели, расположенные в шахматном порядке. Угол ектора каждой щели составляет 120—150", расстояние между ни-[и до 0,25 м.
После этого ниже перфорационных отверстий создают цементую пробку, а затем в образовавшиеся щели нагнетают цемент-ый раствор, для чего устанавливают пакер выше перфорирован-ых отверстий на заливочных трубах. Далее вымывают лишний аствор, удаляют пакер и при необходимости повторно перфори-уют.
Искусственные пробки в скважинах устанавлива->т для изоляции фильтра от остальной части ствола, возврата на ышележащий горизонт, изоляции отдельных пластов.
Пробки бывают песчаными, глиняными, глино-песчаными, це-ентными, резиновыми и металлическими.
Песчаную пробку можно установить вручную. Для этого в сква-сину спускают заливочные трубы так, чтобы их башмак находил-я выше кровли создаваемой пробки на 0,5 м. Верхний конец труб держивают с помощью элеватора, установленного на фланце эк-плуатационной колонны. С помощью воронки в заливочные тру-ы засыпают песок (10—12 л/мин), через каждые 4—5 мин, колонну заливочных труб приподнимают на высоту до 1 м, чтобы предотвратить образование в них патронной пробки.
Песчаные пробки обладают значительной проницаемостью, поэтому для обеспечения герметичности используют глиняные пробки. Их устанавливают вручную, бросая в скважину предварительно заготовленные из сырой глины или смеси ее с песком шары диаметром 4—5 см. После сброса необходимого количества шариков с интервалом 30 мин спускают на тартальном канате штангу и шаблон нормального диаметра для утрамбовки пробки.
Резиновые пробки устанавливают с помощью специального снаряда, в котором размещают сжатую в радиальном направлении пробку и пороховой заряд. После спуска снаряда на нужную глубину заряд поджигают электрозапалом, пробка выталкивается из корпуса и расширяясь за счет упругих сил, перекрывает ствол скважины.
201
Для закрытия дефектов колонны или перфорированного интервала наиболее часто применяют колонну-«летучку».
Для изоляции отверстий на небольшом интервале применяют специальные резинометаллические муфты, которые опускают в скважину в растянутом состоянии на специальной оправке и после расположения их на нужной глубине освобождают, в результате чего резиновая муфта сжимается и соответственно ее наружный диаметр увеличивается.
Эта и подобные ей конструкции хороши тем, что имеют внутренний сквозной канал и поэтому могут использоваться для перекрытия отверстий в колонне, расположенных выше продуктивного пласта.
§ 13. ЗАРЕЗКА СКВАЖИН ВТОРЫМ СТВОЛОМ
Зарезка второго ствола позволяет восстанавливать скважины, в которых работы по очистке их от посторонних предметов или исправлению дефектов эксплуатационной колонны или ее фильтровой части не привели к необходимым результатам.
Зарезку вторым стволом выполняют следующим образом.
1. Скважину обследуют свинцовыми печатями и шаблоном для определения возможности применения отклонителя.
2. Выбирают место в колонне для вскрытия окна. При этом необходимо учитывать следующее:
а) для максимального использования длины основной колонны и сокращения длины второго ствола „окно" должно располагаться на возможно большей глубине в зоне, где есть цементное кольцо;
б) „окна" следует прорезать между муфтами обсадной трубы — при выполнении этого условия облегчается процесс прорезки, а прочность колонны уменьшается в наименьшей степени;
в) „окно" должно располагаться в зоне нахождения глинистых пластов, что обеспечит возможность внедрения в стенки пласта металлической стружки и кусков металла, отделяющихся от эксплуатационной колонны. Вскрытие „окна ' против продуктивных пород может привести к тому, что второй ствол будет располагаться в непосредственной близости от первого, в результате чего могут возникнуть осложнения при проводке скважины и ее эксплуатации. Вскрытие окна против слабосцементированных песков или песчаников, а также при отсутствии цементного кольца может привести к размыву и осыпанию породы, прихвату инструмента в зоне „окна";
г) если конструкция скважины многоколонная, необходимо выбирать место для вскрытия на такой глубине, где располагается только одна колонна;
д) прорезку следует производить в зоне увеличения угла наклона ствола скважины;
е) в данном интервале должны отсутствовать водоносные или водопоглощающие пласты.
202
После определения интервала, в котором целесообразно прорезать окно, с помощью локатора муфт или гидравлического расширителя определяют точное местоположение муфт, соединяющих трубы прорезаемой эксплуатационной колонны.
Действие локатора основано на изменении магнитных свойств колонны в зоне нахождения муфт — когда он находится рядом с ней, то на диаграмме записывается «пик».
Если для определения положения муфт используется гидрорасширитель, то его спускают на бурильных трубах выше 20 м предполагаемой зоны прорезки окна, закачивают в него жидкость и медленно перемещают вниз. При этом резцы выходят из корпуса расширителя и упираются в стенку колонны. При попадании их в стык между трубами, стянутыми муфтой, расширитель зависает, что регистрирует индикатор веса. Спуск расширителя прекращают, (•место расположения муфты фиксируют, после чего давление в гид-^рорасширителе уменьшают, резцы убираются в корпус, расширитель опускают вниз на 0,5—1 м; затем его опять нагружают давлением и продолжают спускать до встречи с новым стыком труб, соответствующим следующей муфте.
3. Определив точное расположение муфт с учетом размеров отклонителя, в колонне создают цементный стакан с таким расчетом, чтобы, упираясь в него, отклонитель обеспечил прорезку окна, минуя муфту.
Для нахождения места расположения муфты и создания цементного кольца для опоры отклонителя применяют скважинные ^механические фиксаторы. Например, 1ФГМ-168 (рис. IV.24) состо-\кт из корпуса, узла фиксации, узла центрирования и патрубка с ловушкой.
4. После создания цементного стакана на бурильных трубах спускают отклонитель для обеспечения необходимого отклонения от режущего инструмента, вскрывающего „окно" и предающего начальное направление при бурении второго ствола. Он представляет собой клин с плоской или криволинейной поверхностью.
Отклонитель ОЗС (рис. IV.25) включает три основных узла: опору и крепление 4, клин-отклонитель 3 и спускной клин 2. Onoj pa и крепление служат для фиксации отклонителя на забое, исключают его поворот при вскрытии „окна" и бурении второго ствола. Клин-отклонитель обеспечивает необходимое направление режущего инструмента и воспринимает радиальную составляющую усилия, возникающего при прорезке стенки скважины. Спускной клин предназначен для спуска отклонителя в скважину.
Спускают отклонитель на бурильных трубах с небольшой скоростью. При достижении забоя срабатывает телескопическое устройство, шпильки срезаются, а отклонитель, продолжая перемещаться вниз, закрепляется плашками в колонне. Далее нагрузку на отклонитель увеличивают до 80—100 кН, в результате чего болты, соединяющие отклонитель со спускным клином, срезаются и его поднимают на поверхность. Отклонитель остается на забое лостоянно и на поверхность не извлекается.
203
Рис. IV.24, Фиксатор механический
1ФГМ-168:
1 — корпус; 2— пружина, 3 — защелка,
4 — палец, 5 — штифт, 6 — поршень, 7 —
ловушка, S — установочный винт; 9 —
центрирующая пружина
Рис. IV.25. Отклонитель
1 — переводник, 2 — спускной клин, 3 — клин отклонитель; 4 — узел опоры и крепления, 5 — болт, 6, 7 — винт
i '
т
i \
NI м
•I ,lf
Для прорезки окон в скважинах с эксплуатационной колонной большого хиаметра (свыше 168 мм) отклони-гель фиксируют в колонне не плашка-ии, а цементированием.
5. Для прорезки «окна» в эксплуатационной колонне, через которое в дальнейшем бурят второй ствол, при-леняют режущий инструмент — рай-5ер, имеющий форму усеченного ко-iyca с продольными зубьями, армированными пластинами из твердого сплава (рис. IV. 26).
Райберы бывают также грушевидной формы, комбинированных конструкций, представляющих собой несколько конических секций, 1\, /2, ^з с углами oi, az, соединенных между собой. При этом первая секция протирает отверстие малого диаметра при соприкосновении со стенкой колонны, следующая расширяет окно, а последняя выравнивает края окна, формирует его окончательно.
Райбер крепится к колонне бурильных труб, вращаемых во время Рис. IV.26. Комбинированный »скрытия ротором с частотой от 40 до райбер
90 мин"1, постепенно увеличиваемой
ло мере увеличения окна. Осевая нагрузка на райбер должна сос--авлять 15—30 кН. Ее определяют из условий прорезки «окна» оп-имальной формы с минимально возможным углом отклонения от )си скважины. При увеличении нагрузки райбер прорезает колон-iy под большим углом, высота «окна» оказывается укороченной. Для предотвращения этого и увеличения жесткости колонны бурильных труб она может снабжаться УБТ (утяжеленными бурильными трубами).
Перед прорезкой окна скважину заполняют глинистым раствором. Известны также способы создания „окна" в эксплуатационной колонне с помощью взрыва, после которого края „окна" окончательно обрабатываются райбером.
Перспективным направлением развития технологии является также использование гидропескоструйного перфоратора для вырезки „окна" требуемых размеров.
6. После прорезки окна приступают к бурению второго ствола. В начальный период до углубления на 4—5 м используют пико-образное долото диаметром, равным диаметру райбера, которое забивает все металлические частицы в стенку ствола скважины. Далее ствол бурят долотами с характеристиками, соответствующими залегающим породам.
205
В процессе бурения необходимо следить за скоростью проходки и при уменьшении ее своевременно менять долото, в противном случае возникает опасность подрезания колонны бурильных труб кромкой окна эксплуатационной колонны.
При появлении каких-либо осложнений бурение прекращают и поднимают долото выше окна в колонне.
Бурение можно производить роторным или турбинным способами с использованием турбобуров или винтовых забойных двигателей. Вскрывают продуктивный пласт теми же методами, что и при обычном бурении, создавая условия, исключающие проникновение в него глинистого раствора.
7. После окончания бурения во второй ствол спускают обсадную колонну и цементируют ее. В большинстве случаев спускают хвостовик («летучку»), длину которого выбирают таким образом, чтобы его верхний конец находился на 15—20 м выше окна основной эксплуатационной колонны. Если у основной эксплуатационной колонны выше „окна" имеются дефекты, то высоту хвостовика -соответственно увеличивают. Хвостовик спускают на бурильных трубах. Верх хвостовика оборудуют воронкой и специальным переводником, имеющим левую резьбу. После установки колонны на необходимой глубине начинают цементирование через башмак с цементировочной пробкой.
При проведении работ следует выполнять следующие правила.
1. Прорезание окна, забуривание второго ствола и разбурива-ние цементных пробок должны выполняться под непосредственным руководством мастера.
2. При срезе шпилек отклонителя для зарезки второго ствола все члены бригады, за исключением бурильщика, должны быть удалены с буровой. Спуск отклонителя, посадка его на забой и срез шпилек производятся под непосредственным руководством мастера.
§ 14. РЕМОНТНО-ИСПРАВИТЕЛЬНЫЕ РАБОТЫ
Ремонт и исправление дефектов эксплуатационной колонны проводятся:
при смятии или разрушении обсадной колонны,
образовании в ней трещин, коррозии,
нарушении резьбовых соединений.
Перечисленные дефекты могут быть одиночными либо множественными, располагающимися в определенном интервале эксплуатационной колонны.
Единичное смятение колонны исправляют с помощью специального инструмента — справочных долот или фрезеров различной формы. Поврежденный участок обрабатывают в несколько приемов: сначала начинают работать инструментом, диаметр которого на 4—5 мм больше минимального внутреннего размера поперечного сечения смятой части колонны, и после каждого прохода применяют инструмент, на 5 мм превышающий предыдущий по диаметру.
206
Исправление смятия колонны начинают с использования опра-зочных долот, спускаемых на колонне бурильных труб и вращаемых ротором с частотой до 80 мин~'. Если в процессе исправления место смятия не удается пластически деформировать и колонна начинает протираться, то применяют грушевидный или колонный фрезер. Обработку ведут до тех пор, пока шаблон номинального шаметра для данной колонны не будет свободно проходить через «правленный участок.
После исправления дефекта выправленный участок необходимо изолировать от воздействия пластовых вод с наружной поверхности и исключить возможность их проникновения через какие-чибо мелкие трещины, которые могли образоваться в процессе пластического деформирования колонны.
Изоляция исправленного участка достигается:
созданием кольца цементного раствора вокруг эксплуатационной колонны в зоне дефекта путем нагнетания в заколонное пространство цементного раствора;
установкой металлических пластырей устройством типа Дорн;
спуском дополнительной колонны или «летучки»;
возвратом скважины на вышележащий горизонт;
зарезкой и бурением второго ствола.
Последние три способа используют в тех крайних случаях, тогда применение предыдущих не дало эффекта или по каким-ли-ю причинам не удалось реализовать.
Наиболее прогрессивно применение устройства Дорн для изо-тирования дефектов в стенке колонны (трещины, свиши, образовавшиеся в результате коррозии, протиры, нарушение резьбовых соединений), а также перфорационных отверстий.
При использовании устройства Дорн в скважину спускают !редварительно деформированную (с образованием гофров в продольном направлении) трубу, которая в процессе ее нагружения специальной головкой, пропускаемой через внутреннее отверстие, исправляет имеющиеся складки и плотно прижимает пластырь к :тенкам скважины.
В зависимости от способа приложения нагрузки к пластырю и фиксации его в начальный период установки различаются: Дорн эез опоры на колонну, в котором усилие для прижатия пластыря < стенке колонны создается за счет гидравлических цилиндров; 3,орн с опорой на колонну с использованием якоря, удерживающе-"0 пластырь в начальный период его установки.
При установке пластыря выполняют следующие операции:
а) спускают устройство в скважину (рис. IV.27, а);
б) устанавливают его напротив поврежденного участка (при ^пользовании Дорна с опорой на колонну устройство сажают на 1корь) (рис. IV.27, б);
в) вводят головку в пластырь (рис. IV.27, в) и деформируют сто до состояния, исключающего смещения относительно эксплуата-дионной колонны под действием осевого усилия головки;
г) за счет приложения усилия, создаваемого талевой системой,
207
Рис IV 27 Установки пластыря при работе устройства с опорой на колонну
протягивают головку через внутреннее отверстие в пластыре (если использовался Дорн с опорой на колонну, предварительно отключают якорь) (рис IV 27, г, д),
д) поднимают устройство на поверхность (рис. IV 27, е) Прл выборе типа используемого приспособления необходимо учитывать состояние эксплуатационной колонны и ее способность! выдержать усилие, создаваемое при установке якоря и его работе} в процессе установки пластыря
Контрольные вопросы
1 Укажите основные операции, выполняемые при текущем и капитальном ремонтах скважины'
2 В чем заключается подготовка скважины к подземному ремонту'
3 Опишите прогрессивную технологию спуска и подъема труб'
4 Чем отличаются операции, выполняемые при спуске или подъеме внутри-скважинного оборудования при использовании штанговых насосов и ЭЦН'
5 Какие операции выполняются при смене штангового скважинного насоса, погружного агрегата ЭЦН'
6 В чем заключаются известные способы удаления песчаных пробок'
7 Какие способы очистки труб от парафина применяются на промыслах и в чем их сущность'
8 Укажите основные этапы проведения ГРГР
9 Для чего проводится кислотная обработка скважин'
10 В каких случаях кислотная обработка наиболее эффективна' И С какой целью проводятся ремонтно-изоляционные работы'
12 Каковы особенности технологии изоляции верхних и нижних вод'
13 Почему необходимо знать точное расположение соединительных муфт колонн обсадных труб зарезке скважины вторым стволом'
14 Какие операции выполняются при зарезке скважины вторым стволом'
ОГЛАВЛЕНИЕ
ГЛАВА I Основные сведения о разработке нефтяных и газовых месторождений "
§ 1 Нефтяные и газовые залежи 3
§ 2 Конструкция скважин "
§ 3 Способы эксплуатации скважин ,|0
§ 4 Подземный ремонт скважин 1° j
ГЛАВА II Наземное и внутрискважинное оборудование эксплуатационных и нагнетательных скважин . • 26
§ 1 Оборудование фонтанных скважин . 26
§ 2 Оборудование газлифтных скважин 30
§ 3 Штанговые скважинные насосные установки 32
§ 4 Установки центробежных электронасосов 45
§ 5 Оборудование нагнетательных скважин 53
ГЛАВА III Оборудование для подземного ремонта скважин 55
§ 1 Особенности оборудования для подземного ремонта скважин и
его классификация 55
§ 2 Инструмент и приспособления для спуско подъемных операций 58
<> 3 Оборудование для механизации тяжелых ручных операций 68
§ 4 Стационарное оборудование 73
§ 5 Агрегаты для ремонта нефтяных и газовых скважин 77 § 6 Агрегаты для гидроразрыва, гидропескоструйной перфорации и
солянокислотной обработки 87
§ 7 Канатная техника 93
§ 8 Противовыбросовое оборудование 98
§ 9 Агрегаты для исследования скважин 100
§ 10 Оборудование для вспомогательных операций и ремонта техники 102
§ 11 Ловильные инструменты 105
§ 12 Оборудование для ремонта скважин под давлением 113
ГЛАВА IV Технология проведения подземного ремонта
скважин . .......... 116
§ 1 Классификация операций, выполняемых при подземном ремонте
скважин 116
§ 2 Подготовка скважин к ремонту . 120
4 3 Спуско подъемные операции 133
§ 4 Смена штангового насоса и изменение глубины подвески 148 § 5 Ремонт скважин оборудованных погружными центробежными
электронасосами 153
§ 6 Чистка и промывкз песчаных и гидратных пробок 156
§ 7 Термическая очистка труб от парафина 169
§ 8 Гидравлический разрыв таста 170
§ 9 Гидропескоструйная перфорация 178
§ 10 Кислотная обработка скважин 1$1
§ 11 Ловилы ые работы 187
§ 12 Ремонтно изоляционные работы !96
§ 13 Зарезка скважин вторым ствотом 202
§ 14 Ремонтно исправитечьные работы 206
На главную страницу