ОСНОВНЫЕ СВЕДЕНИЯ О РАЗРАБОТКЕ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ ЗАЛЕЖЕЙ

А . Г . МОЛЧАНОВ

ПОДЗЕМНЫЙ

РЕМОНТ

СКВАЖИН

Одобрено Ученым советом Государственного комитета СССР по профессионально-техническому образованию в качестве учебного пособия для средних профессионально-технических училищ

МОСКВА „НЕДРА" 1986

УДК 622.248.3+622.276.5

Глава I

ОСНОВНЫЕ СВЕДЕНИЯ О РАЗРАБОТКЕ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ ЗАЛЕЖЕЙ

Молчанов А. Г. Подземный ремонт скважин: Учебное пособие для

учащихся профтехобразования и рабочих на производстве. — М.: Недра, 1986. — 208 с.

Описано наземное и скважинное оборудование добывающих и нагнетательных скважин, приведена классификация операций, выполняемых при их подземных ремонтах. Определны цели, рассмотрены технология и порядок проведения ремонтных работ различных видов. Описаны агрегаты, оборудование и инструмент для проведения подземных ремонтов и их обслуживание. Большое внимание уделено охране труда и окружающей среды, экономике производства и организации труда бригад подземного ремонта.

Для учащихся профессионально-технических училищ, а также подготовки и повышения квалификации операторов по подземному ремонту скважин. Ил. 91

Рецензенты: В. Ф. Лесничий (НГДУ «Лениногорскнефть»), Ю. Г. Аб дуллаев, канд. тех. наук (Всесоюзный нефтегазовый научно-исследовательский институт)

АЛЕКСАНДР ГЕОРГИЕВИЧ МОЛЧАНОВ

ПОДЗЕМНЫЙ РЕМОНТ СКВАЖИН

Редактор издательства Н. Е. Игнатьева

Технические редакторы А. В, Трофимов, Е. Л. Закашанская

Корректор М, Е. Лукина

ИБ № 6553

Сдано в набор 12.11.85. Подписано в печать 17.01.86. Т-06319. Формат 60X90/16. Бумага книжно-журнальная ими. Гарнитура Литературная. Печать высокая. Усл. печ. л. 13,0. Усл. кр.-отт. 13,38. Уч.-изд. л. 15,0. Тираж 9000 экз. Заказ 840/702-6. Цена 35 коп. Ордена «Знак Почета» издательство «Недра», 103633, Москва, Третьяковский проезд, 1/19. Московская типография № 6 Союзполиграфпрома при Государственном комитете СССР по делам издательств, полиграфии и книжной торговли.

Издательство «Недра», 1986

2504030300_::ИЗЗ 337-86 043 (01)-86

109088, Москва, Ж-88, Южнопортовая ул., 24.

НЕФТЯНЫЕ И ГАЗОВЫЕ ЗАЛЕЖИ

Нефть и газ наиболее часто встречаются в осадочных породах, хотя известны отдельные случаи их добычи и из пород другого происхождения. Осадочные горные породы образовались за счет осаждения в водной среде минеральных и органических веществ с последующим уплотнением и изменением их свойств. В этих породах заключено 75 % полезных ископаемых, в том числе уголь, нефть и газ.

Горные породы, которые могут содержать нефть или газ, называются коллекторами. Коллекторы делятся на карбонатные и тер-ригенные, лучшими из которых являются рыхлые пески, песчаники, а также кавернозные и трещиноватые известняки.

Коллекторские свойства пород определяют следующие параметры.

Гранулометрический с о с т а в — процентное содержание зерен и песчинок определенного размера. Чем однородней гранулометрический состав, т. е. чем меньше отличаются песчинки друг от друга по размеру, тем выше фильтрационные свойства породы, тем легче перемещаться в ней жидкости или газу.

Пористость характеризует объем пустот: пор, каверн или трещин в породе. Отношение их объема ко всему объему породы называют коэффициентом пористости.

Проницаемость — свойство породы пропускать через себя жидкость или газ. Фильтрация нефти или газа через пористую породу возможна не во всех случаях.

В настоящее время у ученых нет единой точки зрения в вопросах, касающихся процесса происхождения нефти. Не рассматривая подробно эту проблему, можно сказать, что нефть и газ после своего возникновения в глубине земли мигрируют и в конце кондов попадают в ловушки — проницаемые пласты пород, окруженные сверху и снизу мало- или непроницаемыми породами. В таких природных резервуарах газ, нефть и вода распределены в соответствии с законом гравитации — сверху газ, потом слой нефти и подпирающая его вода (рис. 1.1). Глубина залегания продуктивных пластов изменяется от десятков метров до нескольких километров, а толщина пластов от долей до сотен метров. Продуктивный пласт может быть сплошным или состоять и.ч небольших пластов, разделенных тонкими малопроницаемыми породами.

Под термином «месторождение нефти или газа» обычно подразумевают одну или несколько ловушек, в которых в настоящее

время находятся нефть и газ. Месторождение, как правило, содержит несколько залежей с однотипными структурами.

Перемещению нефти, газа в пластах препятствуют внутреннее трение жидкости и газа, обусловленное их вязкостью, трение о стенки пор и каналов пласта, в котором происходит движение, капиллярные и поверхностные силы, удерживающие нефть в порах в результате смачивания ею стенок.

Рис. 1.1. Схема месторождения: 1— пласт содержащий нефть; 2 — пласт, содержащий газ; 3 — пласт со-держащий воду

Нефть и газ находятся в пласте под давлением, которое, как правило, зависит от глубины залегания пласта. Это давление, в частности, обусловлено весом пород, располагающихся над пластом. Под действием горного давления порода уплотняется, объем пор уменьшается и давление передается жидкости. В зависимости от условий залегания давление жидкости или газа, находящихся в пласте, — пластовое давление - может быть больше, меньше или равно горному давлению.

По виду пластовой энергии, точнее, по источнику, используемому при эксплуатации нефтяной или газовой залежи, различают несколько режимов дренирования (или несколько режимов залежи).

Водонапорный режим — это режим, при котором движение нефти к скважинам обусловлено давлением краевой (контурной) воды. При этом объем вытесненной нефти компенсируется объемом воды, поступающей из поверхностных источников. Если нефтяная залежь не сообщается с поверхностными источниками или воды из них поступает меньше, чем отбирается нефти, то дебиты скважин будут постепенно снижаться. При водонапорном режиме залежи эксплуатируют до тех пор, пока контурная вода не достигнет скважины.

Упруговодонапорный (упругий) режим эксплуатации развивается в том случае, если содержимое пласта вытесняется в скважину в результате упругого расширения пластовой жидкости и вмещающей ее породы.

Газонапорный режим работы наблюдается при наличии газовой шапки, т. е. при использовании энергии свободного газа.

Режим растворенного газа обусловлен выделением в пласте растворенного ранее в нефти газа, пузырьки которого рас-

ширяются и выталкивают нефть из области более высокого в область низкого давления, т. е. в скважину.

При гравитационном режиме нефть передвигается к скважинам под действием силы тяжести, т. е. по существу стекает в скважину.

Нефтяную залежь разрабатывают при различных режимах, причем переход от одного режима эксплуатации к другому происходит плавно. Отдельные части залежи могут разрабатываться на разных режимах. Так, в скважинах, близко расположенных к газовой шапке, нефть может вытесняться за счет ее энергии и энергии выделяющегося растворенного газа, а в скважинах, находящихся на внешнем контуре,— за счет напора контурных вод.

В месторождениях газа отбор его из пласта производят за счет давления, создаваемого расширяющимся газом. При эксплуатации месторождений пластовое давление снижается пропорционально отбору газа вследствие отсутствия внешних источников его поддержания. Добычу газа продолжают до тех пор, пока его давление не становится близким к атмосферному.

При разработке месторождения стараются извлечь из пласта максимум нефти или газа в кратчайшие сроки при минимальных затратах и соблюдении норм по охране недр. Соотношение извлеченной из пласта нефти и первоначально имеющейся характеризуется коэффициентом нефтеотдачи. Коэффициент нефтеотдачи зависит как от особенностей месторождения (проницаемости породы, вязкости нефти и т. п.), так и от технологии его эксплуатации.

Повышение нефтеотдачи — одна из основных проблем нефтедобывающей промышленности в настоящее время. Решение этой задачи достигается как использованием рациональной системы разработки месторождения в целом, так и воздействием на пласт и его призабойную зону.

Естественная пластовая энергия не обеспечивает требуемый отбор нефти в течение всего срока эксплуатации месторождения, а также не позволяет извлечь из пласта всей содержащейся в нем нефти.

Для повышения отбора нефти и увеличения коэффициента нефтеотдачи применяют искусственное поддержание пластовой энергии на основной стадии разработки месторождения, а также ряд вторичных методов.

К методам поддержания пластового давления относятся прежде всего закачка воды в пласт или газа в газовую шапку. Воду закачивают в пласт через нагнетательные скважины, размещенные, например, за внешним контуром нефтеносности по периметру залежи, в результате чего создается искусственный контур питания залежи водой. По мере перемещения контура нефтеносности эксплуатационные скважины переводят в нагнетательные для закачки в них воды. Поддержание пластового давления па заданном уровне возможно при превышении объема закачиваемом воды над объемом извлекаемой жидкости и газа, поскольку член.

нагнетаемой воды уходит в периферийные области пласта. Закачиваемая вода должна проходить специальную обработку: фильтроваться, очищаться от микроорганизмов и бактерий, смягчаться, стабилизироваться, а в ряде случаев и нагреваться.

Помимо закачки в пласт простой технической воды применяют и ряд других методов, например закачку воды, обработанной поверхностно-активными веществами (ПАВ), способствующими вымыванию нефти, остающейся, в порах пласта. Концентрация ПАВ в воде составляет доли процента, однако при значительных объемах закачки требуемое количество ПАВ велико.

Нефть из пласта можно вытеснять также оторочкой загущенной воды. Повышение вязкости воды достигается добавлением в нее специальных химикатов, после чего она закачивается в пласт, образуя буферную зону — оторочку, которую продавливают обычной водой.

В ряде случаев в пласт закачивается также сжиженный углекислый газ с его продавкой специально обработанной водой.

Для уменьшения вязкости нефти в пласт закачивают горячую воду или пар. Для определенных месторождений, например с вязкими нефтями, закачка холодной воды не допускается вообще, поскольку это приводит к уменьшению температуры продуктивного пласта и резкому ухудшению его проницаемости. Температуру пласта можно повысить путем поджога в нем нефти и создания в пласте фронта горения, перемещающегося по мере выгорания остатков нефти и закачки в пласт воздуха. Теплота, выделяющаяся в результате горения, а точнее, окисления нефти, приводит к снижению ее вязкости, а образующийся пар способствует вытеснению

нефти.

Наиболее эффективным, но и самым дорогим способом является вытеснение нефти растворителем, который растворяет и нефть, и воду. При этом исчезает граница раздела этих жидкостей и обеспечивается наиболее полный вынос нефти из пласта.

КОНСТРУКЦИЯ СКВАЖИН

Скважиной называют вертикальную или наклонную горную выработку с круглым поперечным сечением диаметром порядка нескольких сантиметров и глубиной до нескольких километров. Дно скважины называют забоем, боковую поверхность — стволом, а выход на поверхность — устьем.

При бурении и эксплуатации скважины ее стенки должны быть надежно укреплены для исключения их обвалов. Все пласты, через которые пробурена скважина, должны быть разобщены друг от друга. Для этого в скважину спускают металлические обсадные трубы, а пространство между ними и горной породой заполняют жидким цементным раствором, который, застывая, образует кольцо цементного камня.

В зоне расположения продуктивного пласта в колонне обсадных труб и цементном камне создают ряд отверстий, соединяющих пласт с внутренней полостью обсадных труб. Полученный после

выполнения всех этих работ вертикальный или наклонный капал, соединяющий продуктивный пласт с трубопроводами, расположенными на поверхности земли, и является скважиной.

В зависимости от геологического разреза, способов бурения и вскрытия эксплуатационного пласта, ожидаемого пластового давления и т. д. используют различные конструкции скважин, отличающиеся числом рядов концентрически расположенных обсадных труб различных диаметров, спускаемых на различные глубины. Совокупность колонн обсадных труб различного диаметра и длины, спущенных в скважину, называется конструкцией скважины.

В зависимости от расположения и назначения каждого ряда труб различают:

направление — первый ряд труб, спускаемых на глубину до 40 м для предохранения устья скважины от размывания промывочной жидкостью и исключения межпластовых перетоков и загрязнения верхних водоносных горизонтов в течение всего срока эксплуатации скважины;

кондуктор — второй ряд труб с максимальной глубиной спуска до 500-—600 м, предназначенный для обеспечения устойчивости стенок скважины в верхнем ее интервале. В процессе бурения эта колонна труб препятствует проникновению бурового раствора и других технологических жидкостей, используемых при бурении скважины, в водоносные горизонты;

технические (или промежуточные) колонны — один или несколько концентрически расположенных рядов труб, спускаемых в скважину в процессе бурения для изоляции водоносных пластов, нефтяных и газовых горизонтов, зон поглощения или зон с неустойчивыми, плохо сцементированными породами. В зависимости от конкретных условий их число и глубина спуска меняются. При благоприятных условиях бурения они могут вообще не использоваться.

эксплуатационная колонна — последний ряд труб, спускаемых в скважину. После спуска этой колонны в скважину процесс ее углубления прекращается. В эксплуатационную колонну спускают внутрискважинное оборудование для подъема продукции пласта на поверхность или закачки в него жидкости или газа. В отдельных случаях подъем или закачку жидкости или газа осуществляют с использованием только эксплуатационной колонны.

Техническая и эксплуатационная колонны могут спускаться на всю глубину — от забоя до устья скважины или перекрывать не-обсаженный интервал ствола скважины от забоя до предшествующей колонны. Такие колонны называют хвостовиками.

Если конструкция скважины включает помимо направления и кондуктора только эксплуатационную колонну, то ее называют одноколонной, при наличии одной или нескольких промежуточных колонн ее называют соответственно двух- или многоколонной (рис. 1.2).

В настоящее время при бурении скважин в большинстве случаев стремятся ограничиваться эксплуатационной колонной дпа-

Рис. 1.2. Схема конструкций скважин:

а, б — с двумя обсадными колоннами; в — с тремя обсадными колоннами; 1 — кондуктор; 2 — эксплуатационная колонна; 3 – техническая колонна; г — схема колонной головки: 1 — фланец катушки; 2 — пробка; 3— корпус головки; 4 — уплотнение; 5 — корпус уплотнения; 6 — клинья, 7 — патрубок; 8 — фланец; 9 — эксплуатационная колонна; 10 — фланец кондуктора

метром 146 или 168 мм, позволяющими спускать в них оборудование, обеспечивающее при механизированной добыче нефти дебиты порядка 700 м³/сут (а при фонтанном способе и выше), а газа — до 500 тыс. м³/сут. Спущенные в скважину обсадные колонны цементируют путем закачки цемента в кольцевое пространство между стенками скважины и колонны. После затвердевания цементный камень разобщает нефте- и газоносные пласты, исключает перетоки между ними, защищает обсадные трубы от корродирующего воздействия минерализованных пластовых вод.

У устья скважины все спущенные в нее колонны обвязываются с помощью колонной головки. В дальнейшем на ее верхнем фланце монтируют оборудование для эксплуатации скважины.

К завершающему этапу бурения относится вскрытие продуктивного пласта. Способ вскрытия зависит от пластового давления, устойчивости пород продуктивного пласта, его проницаемости и т. п. При вскрытии пласта должны быть приняты меры для предот-

вращения открытого фонтанирования, сохранения природных фильтрационных свойств пласта, исключения попадания в его поры бурового или тампонажного раствора. Технология вскрытия пласта должна обеспечивать длительную его эксплуатацию и максимальный приток нефти и газа в скважину.

Применяемый способ вскрытия предопределяет форму и размеры отверстий (рис. 1.3), соединяющих внутреннюю полость эксплуатационной колонны с продуктивным пластом. Для этого используются пулевые, торпедные, кумулятивные и гидропескоструйные перфораторы.

Рис. 1.3. Форма отверстий при вскрытии с использованием различных способов перфорации:

а — пулевая; б — торпедная; в — кумулятивная; г — гидропескоструйная; 1 — колонна обсадных труб; 2 — цементное кольцо; 3 — пласт

Пулевые перфораторы опускают в скважину на специальном электрическом кабеле. При подаче электрического импульса происходит залп и в радиальном направлении выстреливаются пули диаметром 12,5 мм, которые, пробивая обсадную колонну и цементное кольцо, внедряются в продуктивный пласт. В результате образуются каналы, длина которых в зависимости от прочности породы и типа перфоратора составляет 65—150 мм.

Более эффективны торпедные перфораторы, стреляющие разрывными снарядами диаметром 22—32 мм замедленного действия, при взрыве которых образуются каверны глубиной до 100—160 мм. Недостатком и тех и других является возможность образования трещин в обсадной колонне и цементном кольце.

При использовании кумулятивных перфораторов отверстие в колонне, цементном кольце и продуктивном пласте образуется за счет прожигания их сфокусированной струей газов, возникающих при взрыве кумулятивных зарядов и движущихся со скоростью 6000—8000 м/с. При этом давление струи газа на стенку скважины составляет до 30 ГПа. Кумулятивный эффект достигается за счет создания на поверхности заряда выемки особой формы. В породе образуется сужающийся канал глубиной до 350 мм с максимальным диаметром 8—14 мм. К недостаткам этого способа вскрытия относится то, что в процессе перфорации струя газов увлекает за собой жидкость, которой заполнена скважина, и под большим давлением внедряет ее в породу пласта. При

этом происходит засорение пор пласта — кольматация, затрудняющая в дальнейшем приток нефти в скважину.

От недостатков пулевой и кумулятивной перфорации свободна гидропескоструйная перфорация. При использовании этого метода перфоратор спускают на колонне труб и с помощью специальных насосов нагнетают под давлением 15—30 МПа жидкость с песком, которая, вытекая из насадок перфоратора, постепенно разрушает колонну, цементное кольцо и породу пласта. В результате образуется коническая полость с увеличивающимся диаметром (от 30 до 60 мм) и глубиной до 1000 мм. При этом колонна не разрушается в местах, не подвергаемых воздействию потока жидкости, и не появляются трещины в цементном кольце.

После опробования скважины и испытания продуктивного пласта скважина сдается в эксплуатацию и в нее спускают подъемные трубы для подъема пластовой жидкости, закачки жидкости или газа в пласт.

Как и любое другое сооружение, скважина нуждается в уходе и ремонте, поскольку и оборудование, находящееся в ней и на устье, и стволовая часть, и фильтр рано или поздно разрушаются, изнашиваются и перестают выполнять свои функции.

В процессе эксплуатации скважины может возникнуть необходимость перехода на новый продуктивный горизонт (т. е. другой пласт), лежащий выше или ниже уже освоенного, углубления скважины или забуривания нового ствола, идущего в бок от уже имеющегося. Помимо этого, могут возникнуть повреждения цементного кольца, смятие колонны обсадных труб, что усложняет или вообще делает невозможным дальнейшую эксплуатацию скважины.

ПОДЗЕМНЫЙ РЕМОНТ СКВАЖИН

Каждый из перечисленных выше способов эксплуатации не обеспечивает непрерывного функционирования скважины в течение всего периода его применения. Это обусловлено следующими причинами. Во-первых, внутрискважинное оборудование, предназначенное для подъема продукции пласта, закачки в него жидкости или газа нуждается в периодическом ремонте. Для его выполнения необходимо прекратить эксплуатацию скважины, поднять на поверхность оборудование и спустить в скважину новое или отре-

монтированное. Во-вторых, в процессе вытеснения пластовой жидкости или газа из пласта изменяются его свойства; размеры пор и трещин, по которым течет пластовая жидкость, уменьшаются из-за отложения на стенках различных веществ, выделяющихся из нефти, или даже совсем закупориваются. Для дальнейшей эксплуатации скважины в таких случаях необходимо воздействовать на часть пласта, прилегающую к забою скважины, для его очистки от отложений и улучшения притока пластовой жидкости, увеличения размера пор и трещин. В третьих, технология разработки месторождения может потребовать прекращения эксплуатации какого-либо пласта или группы пластов, ввести в эксплуатацию новые и т. п. Для этого бывает необходимо изолировать отдельные пласты, обеспечить приток из неэксплуатировавшихся ранее пластов или же углубить скважину, забурить второй ствол.

Работы, связанные с выполнением операций по воздействию на оборудование, находящееся в скважине, скважину или прилежащие к ней участки пластов, называются подземным ремонтом скважин. Его принято подразделять на текущий и капитальный.

В зависимости от причин, предопределяющих проведение текущего ремонта, его подразделяют на:

предупредительный (или профилактический)—ремонт, который проводится в соответствии с заранее составленным графиком. Его основная цель -— поддержание режима эксплуатации скважины на заданном уровне — прежде всего это обеспечение требуемого дебита;

вынужденный (или восстановительный)—ремонт, вызванный непредвиденными изменениями режима или вообще прекращением эксплуатации скважины;

технологические работы выполняют при введении в эксплуатацию новых скважин после бурения или капитального ремонта, необходимости изменения режима их работы и т. п.

Текущий подземный ремонт — комплекс работ по исправлению или изменению режима работы внутрискважинного и устьевого оборудования, поддержания скважины в работоспособном состоянии. К нему, в частности, относятся работы по устранению нарушений или замене оборудования, расположенного в скважине.

Капитальный ремонт скважины — комплекс работ по восстановлению ее работоспособного состояния. К нему относятся ремонт обсадной колонны и воздействия на призабойную зону и прилегающие к скважине участки пластов.

Характер операций, выполняемых при подземном ремонте, зависит от способа эксплуатации, поскольку он определяет применяемое внутрискважинное оборудование. Последовательность способов эксплуатации, как правило, следующая: фонтанная эксплуатация, перевод на какой-либо механизированный способ добычи —газлифт, ШСН, ЭЦН.

Рассмотрим основные причины, вызывающие текущий подземный ремонт, при различных способах эксплуатации скважин.

Фонтанная эксплуатация

После окончания бурения скважину оборудуют фонтанной арматурой для удержания колонны подъемных труб и соединения ее внутренней полости и кольцевого пространства с выкидными линиями. На колонне подъемных труб при необходимости устанавливают пакер, якорь и клапан-отсекатель.

Пуск в эксплуатацию проводят заменой глинистого раствора или воды, заполняющих скважину, на более легкую жидкость — воду или нефть. Удельный вес жидкости уменьшают также ее аэрацией — продувкой скважины сжатым воздухом — или заменой ее на газожидкостную смесь.

При фонтанной эксплуатации пластовая жидкость, как правило, поднимается не по всему сечению эксплуатационной колонны, а по колонне подъемных труб. Применение специальной колонны,

обусловлено:

1) облегчением работ по освоению скважины;

2) более эффективным использованием энергии газа, растворенного в пластовой жидкости и выделяющегося в виде пузырьков
яри ее подъеме по колонне;

3) стремлением увеличить скорость движения продукции скважины по подъемным трубам и обеспечить вынос песка, поступающего из пласта на поверхность;

4) необходимостью обеспечения такого режима течения, при
котором осаждение парафина на стенках труб минимальное.

Необходимость выполнения этих требований обусловлена особенностями процесса подъема пластовой жидкости на поверхность — она содержит в себе нефть, минерализованную воду, парафин, песок и газ. При высокой температуре в пластовых условиях парафин растворен в нефти. По мере подъема пластовой жидкости гидростатическое давление уменьшается, растворенный газ начинает выделяться в виде пузырьков, которые постепенно расширяются. При расширении газа его температура уменьшается, что приводит к охлаждению всей смеси. В результате понижения температуры растворенный парафин начинает кристаллизоваться — из жидкого состояния он переходит в твердое. Мельчайшие кристаллики парафина находятся во взвешенном состоянии и по пути движения жидкости осаждаются на внутренней поверхности колонны подъемных труб. На слое парафина закрепляются песчинки, и постепенно толщина слоя увеличивается.

Понижение температуры пластовой жидкости тем больше, чем выше она поднимается. В основном отложения парафина наблюдаются в верхней части подъемных труб на расстоянии до 400 м от устья скважины; как правило, толщина отложений достигает максимума на глубине 50—200 м.

Через некоторое время после пуска в эксплуатацию фонтанной скважины в результате отложения парафина и песка в колонне подъемных труб могут образоваться пробки, а течение жидкости может прекратиться.

Пробки представляют собой смесь песка, выносимого из продуктивного пласта, окалины, образующейся при взаимодействии агрессивных составляющих пластовой жидкости с металлом труб, парафина, смол и других веществ, находящихся в пластовой жидкости. Пробки бывают забойные или патронные. Забойные — представляют собой сплошной столб песка, патронные — перемежающиеся столбы песка, жидкости и газа. Пробка, находящаяся в колонне труб длительное время, может уплотняться, образовать прочную корку. Ликвидировать ее достаточно сложно.

Помимо профилактических мер по предотвращению образования пробок — использования труб со специальным внутренним покрытием, применения специальных химических добавок и т. п.— приходится периодически прекращать эксплуатацию скважины и проводить подземный ремонт. Удаление пробок проводят несколькими способами; не извлекая труб из скважины (и не прекращая ее эксплуатации), с помощью специальных приспособлений — скребков-желонок, промывкой различными жидкостями, продувкой воздухом и т. п. Пробки можно удалить и на поверхности после извлечения колонны труб и ее пропаривания.

Газлифтная эксплуатация

При газлифтном способе эксплуатации скважин к работам, связанным с поддержанием в работоспособном состоянии колонны подъемных труб, добавляются еще и операции по замене или установке пусковых клапанов. Их можно проводить, либо подняв всю колонну труб, на которой они смонтированы, либо без подъема труб с помощью специального инструмента, опускаемого на канате и позволяющего устанавливать клапаны в эксцентрично расположенные гнезда. Второй способ более прогрессивный, поскольку снижает трудоемкость работ и ускоряет их проведение.

А - А

Муфта соединительная

Рис. П.8. Штанга насосная с муфтой

ствие 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 . . Крутящий момент, Н • м. . . . .

48 60 73 89 102 114

500 800 1000 1300 1600 1700—2000

Наиболее часто при штанговой эксплуатации используют трубы с условным диаметром 60, 73, 89 мм.

Для привода плунжера скважинного насоса используют штанги длиной 8 м четырех номинальных диаметров тела штанги: 16, 19, 22 и 25 мм (рис. 11.8). Концы штанг имеют утолщенные головки с квадратным сечением для захвата специальными ключами

при их свинчивании и развинчивании. Штанги соединяются специальными штанговыми муфтами.

Кроме штанг нормальной длины выпускают укороченные штанги длиной 1; 1,2; 1,5; 2; 3 м для регулировки длины всей колонны, которая должна обеспечивать перемещение плунжера в цилиндре скважинного насоса в заданных пределах. В противном случае при подходе к нижнему положению плунжер будет ударяться о дно цилиндра, подходя к верхнему — выскакивать из цилиндра или же выдергивать весь насос из замка (в зависимости от конструкции насоса). Верхний конец колонны штанг заканчивается устьевым штоком — штангой большого диаметра, поверхность которой обработана с высоким классом чистоты. Устьевой шток проходит через устьевой сальник и соединяется с канатной подвеской.

В зависимости от условий эксплуатации применяют штанги с различными прочностными характеристиками. Для их изготовления используются стали марки 40 или легированные хромом, никелем, молибденом с термообработкой и последующим поверхностным 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 колонны. 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 нескольких 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 приводит 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, действующее в штангах, равно отношению силы, растягивающей их, к площади поперечного сечения.

Допускаемые напряжения для штанг определяются, как правило, опытным путем и зависят не только от марки стали, из которой они изготовлены, технологии их производства, по и от условий их эксплуатации •— прежде всего состава пластовой жидкости, содержания в ней коррозионно-активных компонентов и т. п.

Разрушение штанг происходит в результате совместного воздействия на них переменных по величине (а иногда и по направлению) усилий и коррозионного действия химически активных веществ, содержащихся в пластовой жидкости.

Конструкцию штанг все время совершенствуют — изыскивают способы повышения их прочности в резьбовой части и переходной части — от головки к телу штанги. Это достигается улучшением качества заготовок, обеспечением соосности тела штанги и ее головки, накаткой резьбы и снабжением ее разгрузочной канавкой. Разрабатывают принципиально новые колонны, состоящие из одной непрерывной штанги, наматываемой на барабан при подъеме насоса, 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-разгрузочных 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, самораз-винчивание 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, расположенным в зоне первых двух ее витков; это объясняется тем, что на их долю приходится почти половина всего усилия, передаваемого штангами.

Штанговые скважинные насосы (рис. 11.9) изготавливают со следующими номинальными диаметрами цилиндров (мм): 28, 32, 38, 43, 55, 68, 82, 93. Фактические диаметры могут отличаться от номинальных на 1—2 мм в большую сторону, что объясняется повторным использованием плунжеров и цилиндров после их реставрации на заводах.

Извлечение всасывающего клапана трубного насоса с помощью штанг позволяют две конструкции: в одной из них клетка клапа-

Рис. 11.9. Принципиальные схемы

скважинных штанговых насосов: а —

невставной насос с штоком типа НГН-1;

б — невставной насос с ловителем типа

НГН-2; 1 — нагнетательные клапаны; 2 —

цилиндры; 3 — плунжеры; 4 — патрубки

удлинители; 5 — всасывающие клапаны; 6

— седла конусов; 7 — захватный шток; 8

— второй нагнетательный клапан; 9 —

ловитель; 10 — наконечник для захвата

клапана; в — вставной насос типа

НГВ-1; / — штанга, 2 —НКТ, 3 —

посадочный конус, 4 — замковая опора; 5

—цилиндр; 6 — плунжер; 7—направляющая трубка

на соединена захватным штоком 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 цилиндром, все насосы делятся на три группы посадки 0, 1,2. Зазор в них соответственно составляет 0—45, 20—70, 70—120 мкм.

Чем больше зазор и меньше вязкость откачиваемой нефти, тем больше ее перетечет между плунжером и цилиндром во время его хода вверх. Обратная зависимость наблюдается между скоростью подъема плунжера вверх, т. е. между числом двойных качаний и величиной утечек. Поэтому насосы с максимальным запором, как правило, применяют в неглубоких скважинах для откачки вязких нефтей с большими отборами жидкости, насосы со сродним зазором—при откачке нефти со средних глубин, с минимальным— при откачке нефти из глубоких скважин с полным отсутствием песка.

Насос состоит из следующих основных узлов: цилиндра, плунжера, клапанов.

Цилиндр насоса собирают из коротких (длиной 300 мм) стальных или чугунных. втулок, вставленных в кожух и сжатых с торцов муфтами кожуха. Число втулок в насосах определяет длину хода плунжера и может достигать 27, а в отдельных случаях и больше.

В настоящее время у нас в стране освоен выпуск безвтулочных насосов, цилиндр которых изготовляется из стальной бесшовной трубы, 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, попавший 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. Страгивание плунжера в таком случае требует приложения значительных усилий и сопровождается ускоренным износом деталей. Наличие же канавок позволяет подвести жидкость в зазор со всех сторон и исключить таким образом это явление.

Если гранулометрический состав песка, выносимого из скважины, постоянный, то наиболее эффективно применение плунжеров типа «пескобрей», имеющих на верхней кромке острую фаску, снимающую при движении с рабочей поверхности цилиндра песчинки и исключающую, таким образом, их попадание в зазор, который должен выбираться в соответствии с размерами зерен песка.

Клапаны насоса являются наиболее уязвимым его узлом (рис. П. 10). Работа клапана сопровождается ударами шарика по седлу во время его посадки под действием столба жидкости. Кла-

Рис. II.10. Клапанные узлы:

о, б — нагнетательный и всасывающий клапаны для насосов НГН-1; 1 — клетка клапана; 2 — шарик; 3 — седло клапана; 4— ниппель или ниппель-конус; в — всасывающий клапан для насосов НГН-2; 1—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 высокой герметичностью (перед сборкой их проверяют на специальном стенде, создавая под клапаном вакуум). Во время работы вся боковая поверхность шарика, обтекаемая потоком пластовой жидкости, последовательно и равномерно нагружается при соударении с седлом; на ней образуются риски или канавки, но которым пластовая жидкость перетекает из верхней (полости высокого давления) в нижнюю полость малого давления. Истечение жидкости происходит под большим напором. Поскольку она содержит в себе абразив — твердые частички песка,— происходит размыв (эрозия) шарика и рабочей кромки седла. Если разрушению подвер-

гается 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. Это обусловлено тем, что центр тяжести шарика смещается в сторону, противоположную месту образования дефекта, в силу чего преимущественное 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 гидроприводные установки (рис. П.П), 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 груб, 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-

вает постоянство объема рабочей жидкости в подпоршневых полостях штангового 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 (штоковой) 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 траверса; 12 — колонна штанг; 13 — колонна НКТ; 14 — плунжер скважинного насоса; /5 — цилиндр скважинного насоса; 16 — гибкий шланг

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.

СКВАЖИН

Элеваторы

Э л е в а т о р — 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-компрессорных 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 двуштропными 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. 1П.2). Элеватор состоит из литого корпуса с боко-

выми ребрами, имеющею поперечное сечение сложит! 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 служит опорной поверхностью элеватора. В нижней части корпуса приварена рукоятка 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.

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-спайдер ЭС -3 3-52x28 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-

вой системы, если как спайдер, 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) используется при подъеме и спуске штанг. Он состоит ,из корпуса с эксцентричной кольцевой расточкой, внутри которой вращается втулка, имеющая эксцентрично расположенное отверстие. В корпусе и втулке

предусмотрены пазы, при совмещении которых штанга может быть свободно введена или выведена из элеватора. После поворота втулки на 180^е 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 штропы, представляющие собой стальную петлю овальной формы, вытянутую вдоль оси. По технологии изготовления различаются

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-подъемных операциях. Спайдер удерживает трубу на весу, захватывая

ее с помощью клиновой подвески. Поэтому с его помощью можно зафиксировать трубу при любом положении муфты. Во время работы спайдер 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 петель клинья соединены с подпружиненной подвеской.

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 (ряс. III.6, а). Опускаясь, элеватор воздействует на клиновую подвеску, в результате чего клинья перемещаются вниз и захватывают тело трубы (рис. Ш.6, б). 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. II 1.6, в) элеватор разгружается от веса трубы и может быть снят.

При необходимости клинья в спайдере можно перемещать вручную с помощью специального рычажного механизма. Для нормальной работы клиньев в нижней части спайдера имеется центратор со сменными вкладышами, удерживаемыми в корпусе с помощью специального фиксатора.

Для удержания на весу и центрирования колонны обсадных труб во время их спуска в скважину используют спайдер С О Т Ш. В его корпусе размещается четыре клина, управляемых с помощью рукоятки, вращающейся вокруг горизонтальной оси.

Трубные ключи

Для свинчивания и развинчивания бурильных, обсадных, насосно-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

трубе сухарями, расположенными в пазах этих деталей. При надевании ключа на трубу створка поворачивается вокруг пальца и под действием пружины плотно прижимается к трубе. 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. Ш.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 пружинам⁴, 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-

мент, 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

Ч'ЛЮЧ.

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 КШК 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 дол-. жен 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, устанавливают 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.

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

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 месторождений.

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 другого длинномерного внутрискважинного оборудования при проведении спуско-подъем-ных операций у вышки или мачты сооружают приемные мостки и стеллажи. Мостки могут быть стационарными, транспортироваться на полозьях с помощью тракторов, либо устанавливаться на колесном прицепе и т. п.

Вышка (рис. 111.12) оснащается талевой системой для передачи усилия от ходового конца каната, наматываемого 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 для направления каната на барабан лебедки.

В настоящее время выпускают кронблоки и талевые блоки с линейным расположением шкивов шести типоразмеров в двух исполнениях. Их основные детали унифицированы между собой. Грузоподъемность их составляет от 12,5 до 125 т.

Крюки, комплектующие талевые системы, изготавливают однорогими и трехрогими, все они подпружинены и снабжены подшипниками, обеспечивающими их вращение вокруг вертикальной оси.
Грузоподъемности крюков соответствуют аналогичным характеристикам талевых блоков.

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 ведущего вала к столу, фиксатор, позволяющий устанавливать стол неподвижно.

Привод ротора может осуществляться посредством цепной передачи, карданного вала или гидравлического привода, при этом

гидравлический мотор устанавливают непосредственно на роторе. В зависимости от его марки мощность, передаваемая па 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 его, 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. ^ч

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 манифольда, 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.

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-100МЗБГС, 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 я кабины водителя — специальными светильниками.

В процессе работы лебедки (рис. 111.13) вращающий момент,

Рис. III.13. Кинематическая схема агрегата Азинмаш-43П:

1 — 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 редуктору, 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 кинематический 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. 111.14), снабжена безопасной катушкой и механизмом привода ротора. Привод агрегата от ходового двигателя. От Азин-маш-43П она отличается компоновкой: для облегчения доступа к 78

Рис. III.14. Лебедка подъемная ЛПТ-8:

1 — 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; 11 — 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. 111.15) 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 введением 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.

Рис. III.15. Кинематическая схема подъемника ЛПТ-8:

1— компрессор; 2— гидравлический двигатель; 3— двигатель; 4— коробка отбора мощности; 5— ограничитель подъема талевого блока; 6— лебедка; 7— коробка передач

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, гидравлического 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 прежде всего для обслуживания скважин, расположенных на сильно пересеченной, заболоченной местности, площадках морских эстакад и в местах, где подъезд к скважине и маневрирование около нее затруднены.

При использовании установок, смонтированных на гусеничном 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. 111.16) 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 Рис. III.16 Агрегат Азинмаш – 37А

поднимать трубы с максимальной 1 — передняя опора; 2 — трансмиссия с длиной до 12,5 м. Подъем (спуск) коробкой передач; 3 — кабина оператора;

телескопической вышки из транс- 4 — лебедка; 5 — гидроцилиндр подъема

портного положения в рабочее вышки 6-задняя опора 7 -талевая

осуществляется с помощью система;.

гидравлических цилиндров, а выдвижение секции вышки – специальной гидроприводной лебедкой.

Оснастка талевой системы четырехструнная 3×2, 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 зацеплении, переключение обеспечивается включением муфт, расположенных на ведомом валу.)

Промежуточный вал лебедки соединен муфтой сцепления с на-

81'

сосом гидравлической системы, обеспечивающей привод трубного» ключа или привод вспомогательной лебедки, служащей для выдвижения секции вышки.

Установка Азинмаш – 43А (рис 111.18) 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 к и нец - ЗМ», смонтированная на гусеничном тракторе Т-100МЗ, включает коробку перемены передач, од-нобарабанную лебедку, телескопическую вытку с талевой системой, систему управления агрегатом и укомплектована ключами для свинчивания и развинчивания труб и штанг.

Общая компоновка установки соответствует компоновке Азии-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, однобарабанной 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-1301Т-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 характеризуется более высокими основными параметрами, в частности: высота от земли до оси кронблока 19 м, грузоподъемность 50 т и т. д.

Самоходная подъемная установка А-50У пред-

83:

Рис. III.19. Агрегат А-50У:

1 — 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 капитального ремонтов. С ее помощью можно выполнять следующие операции: спуск и подъем насосно-компрессорных и бурильных труб, тартание, разбуривание цементных пробок в трубах диаметром 146—168 мм с промывкой скважины, установку фонтанной арматуры, ликвидацию аварий и т. п.

Установка (рис. 111.19) смонтирована на шасси автомобиля КрАЗ-257, в качестве привода используется ходовой четырехтактный восьмицилиндровый двигатель с У-образным расположением цилиндров мощностью 176 кВт.

Основные узлы установки: двухсекционная телескопическая вышка, обеспечивающая подъем труб с максимальной длиной 16 м. Оснастка талевой системы шестиструйная (3×4), максимальное усилие на крюке 500 кН. На вышке установлен ограничитель подъема талевого блока. Подъем вышки из транспортного положения в рабочее осуществляется двумя гидравлическими цилиндрами. В рабочем положении вышка расчаливается шестью канатами.

Лебедка установки двухбарабанная с канатоукладчиком и приводом через четырехскоростную коробку перемены передач. На одном барабане лебедки намотан канат для оснастки талевой системы при буровых работах, на втором — тартальный канат. Максимальная сила натяжения талевого каната—1000 кН, тартального—730 кН.

Установка укомплектована гидроприводным ротором, диаметр проходного отверстия которого 142 мм, максимальная нагрузка на стол до 500 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 КОР О1-80 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 БНП-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 Гр 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

можно укладывать трубы длиной до 16 м, вместимость мостков при 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 устья скважины, правильность оснастки и работы талевой системы, техническое состояние основных узлов.

Правильность установки агрегата проверяют подъемом ненагруженного талевого блока на полную высоту вышки, одновремен-¹но контролируют работу талевой системы — ходовой конец должен быть пропущен через оттяжной ролик, а на барабане лебедки должно быть не менее восьми-девяти нерабочих витков канала. 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 инструкции... по эксплуатации установок производится профилактическое обслуживание их агрегатов и узлов. _

Техническая характеристика

4ПА 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 У Н Ц 1 - 1 6 0 X 5 00 К (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 вместимости 6 м³. Кроме этого, на прицепе агрегата располагается дополнительная цистерна вместимостью 7 м³.

Насос создает давление до 50 МПа при подаче 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 пре-

охранительный 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-раздаточный 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 агрегатами. 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 манифольд 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 я предохранительным клапаном. К трубной и устьевой головкам могут быть подсоединены по две линии с условным проходом 50 мм„ выдерживающие давление жидкости до 70 МПа.

КАНАТНАЯ ТЕХНИКА

Большинство работ при подземном ремонте скважины связано с необходимостью спуска в нее инструмента или приборов, для чего, как правило, используют колонну, собранную из бурильных

или 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 ЛСГ1К-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, спускаемым¹на 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;

:94

плавное повышение и сохранение натяжения проволоки при медленном перемещении;

постоянное натяжение проволоки независимо от изменения величины и направления нагрузки — для предотвращения аварии,, связанной с запутыванием проволоки при подъеме инструмента под действием усилий, направленных на него снизу вверх, или прекращения его движения после установки в посадочное гнездо; регулирование натяжения проволоки и скорости ее движения в; широких пределах;

предохранение проволоки от обрыва, а привод лебедки от перегрузок.

В объемный гидравлический привод лебедки (рис. 111.23) входят: насос /, гидродвигатель 2, связанный через механическую трансмиссию с барабаном лебедки, золотниковый распределитель 3, дроссели 4 и 5 прямого и обратного хода, тормозной обратный клапан 6, предохранительные клапаны 7, клапан 8, система дистанционного управления 9, манометры контроля давления напора. 11 и слива 10, масляный бак 12, фильтр 13 и обратный клапан 14. В зависимости от положения золотника распределителя лебедка может работать в следующих режимах:

при среднем положении — в тормозном режиме независимо от направления вращения барабана лебедки;

при левом положении — подъем или спуск инструмента с обеспечением натяжения каната;

при правом положении — спуск инструмента с принудительным вращением барабана, с которого сматывается проволока.

При подъеме инструмента распределитель 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

Рис. 111.24. Устьевой лубрикатор для спуска и подъема газлифтных клапанов с помощью канатной техники

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 1 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 1 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 пли извлечения

клапанов (экстрактора) или измерительных приборов используют специальное оборудование устья (рис. 111.24), 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

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.

102

лей под якори оттяжек. Он смонтирован на базе трактора 1-ЮОМЗГП (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 качающейся 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 используют гидроприводной подъемный кран 403ОП, привод которого

103

Рис. 111.27. Агрегат АНР-1:

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 насоса. 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-вентиляци-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.

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

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. Ш.28) или в резьбу муфты — м е т ч и к и 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 ловильной 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. Ш.ЗО) захватывает трубы за внутреннюю поверхность и извлекает их целиком или по частям — отвинчиванием захваченной части от 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 ТВОК1-114×168 (рис. 111.31) 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 1 для соединения с бурильной колонной. В нижней части

107

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.

В 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 этом 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. 111.32) 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 11. Перемещение плашек вниз ограничено упором плашкодержателя 11 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

ны зубьев, расположенных на нижнем торце упорного винта. Вращение продолжается до тех пор, пока гайка-фиксатор не выйдет из 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-114 (рис. 111.33). 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 3, верхнего и нижнего плашкодержателей 2 и 7, удлинителя У, 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, скважинных штанговых насосов и других предметов применяют овершоты, 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, 111.35) 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. III.34. Райбер

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. 111.36) 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

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.

Глава IV

СКВАЖИН

ПОДГОТОВКА СКВАЖИН К РЕМОНТУ

Скважину (эксплуатационную или нагнетательную) считают 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 и: 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 кронблока 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, то« 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, установленного выше перфорационных отверстий эксплуатационной колонны. Для этого необходима предварительная установка клапана-отсекателя, позволяющего проводить ремонт без глушении скважины.

2. Промывка скважины в сочетании с глушением.

120

3. Оснащение устья скважины оборудованием, позволяющим проводить работы под давлением.

Глушение скважины заключается в замене жидкости в скважине, состоящей из нефти, газа и воды, на задавочную жидкость с плотностью, обеспечивающей создание необходимого противодавления на пласт.

Для удаления из скважины пластовой жидкости с малым удельным 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 выбираюттакой, 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. 1У.2) является наличие у скважины приемных мостков со стеллажами для насосно-комп-рессорных труб и штанг (при эксплуатации скважины ШСН), якорей для соединения со страховочными оттяжками, площадки для

121

подъемника. При ремонте сква-жины, 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 ста-
ционарные.

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 тракторист подгоняет ходовой трактор
к передвижным мосткам, .опера-
гор зацепляет 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.З. Схема размещения оборудования у устья ремонтируемой скважины с ЭЦН:

1 — якорь; 2 — страховочные оттяжки; 3 — приемные мостки; 4,5 — стеллажи для труб; б—рабочая площадка; 7— скважина; 8 — выкидная линия; 9 — площадка для подъемника; 10 — силовые оттяжки; 11 — 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 опорные плиты ног к фундаменту, устанавливают боковые откидные опоры, после чего разносят стяжные винты к якорям и цепляют их за петли.

После проверки исправности узлов подъема и работы упоров верхней секции вышки машинист заполняет маслом полость гидравлических домкратов для подъема мачты. По сигналу оператора, находящегося в 15—20 м от агрегата, машинист, работая за выносным пультом управления, начинает подъем до тех пор, пока мачта не сядет в гнезда задней опоры.

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

крепящих тройник к центровой задвижке, элеватор подводят под муфту подъемного патрубка и осторожно поднимают арматуру вверх.

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 каждой 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 операций, 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 НКГ из скважины на длину трубы; 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

спайдера, 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.

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 трехклапанного 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 клапан. Это положение отмечают на штанге, после чего колонну поднимают, последнюю штангу отвинчивают, измеряют расстояние от метки до муфты и подбирают с помощью укороченных штанг длину, 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.

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 дебита, во вторых — приемистости скважин.

Для обработки скважин применяют в основном соляную кислоту, которая, реагируя с известняками или доломитами, слагающими породу продуктивного пласта, образует осадки, хорошо растворимые 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 малопроницаемых 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 хорошо растворимых) добавляют интенсификаторы, представляющие собой различные поверхностно-активные вещества (ПАВ).

ЛОВИЛЬНЫЕ РАБОТЫ

Работам по капитальному ремонту скважины предшествуют обследование 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 эксплуатационной 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 свинцом. 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:

1) прихват одного или двух рядов НКТ в результате образования сальника из продуктов коррозии труб или песчаной пробки;

2) полет одного или двух рядов НКТ;

3) прихват колонны НКТ со скважинным насосом и защитным приспособлением в результате образования песчаной пробки;

188

4) полет НКТ со скважинным насосом и штангами;

5) обрыв колонны насосных штанг;

6) полет агрегата ЭЦН вместе с кабелем или без него;

7) обрыв кабеля.

При текущем ремонте:

1) обрыв каната во время чистки песчаной пробки пикой или желонкой;

2) обрыв колонны промывочных труб при промывке песчаной пробки;

3) обрыв каротажного кабеля при исследовании скважины;

4) 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 внутрискважинного 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 со (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 из
влечению;

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 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 обычно 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

шившаяся труба может иметь трещины, расслоения и другие дефекты, не позволяющие прикладывать к ней усилия, необходимые для извлечения всей колонны. Далее извлекают оставшуюся колонну. 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 лепты извлекают с помощью пауков или захватывают колоколами, магнитными фрезерами.

202

После определения интервала, в котором целесообразно прорезать окно с помощью локатора муфт или гидравлического расширителя определяют точное местоположение муфт, соединяющих трубы прорезаемой колонны.

Действие локатора основано на изменении магнитных свойств нахождения муфт — когда он находится рядом с ней, то на диаграмме записывается «пик».

Если для одоления положения муфт используется гидрорас-
ширитель то его спускают на бурильных трубах выше 20 м пред-
пологаемой зоны прорезки окна, закачивают в него жидкость и
перемещают вниз. При этом резцы выходят из корпуса
расширителя и упираются в стенку колонны. При попадании их

встык 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, расширители, 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. 1У.24) состоит 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. 1У.25) включает три основных узла: опору и крепление 4, клин-отклонитель 3 и спускной клин 2. Опора 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 постоянно и на поверхность не извлекается.

203

Рис. IV.24. Фиксатор механический 1ФГМ168:

1 — корпус; 2 — пружина; 3 — защелка-

4 — палец; 5 — штифт; 6 — поршень- 7 —

ловушка; 8 — 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

Для прорезки окон в скважинах с эксплуатационной колонной большого диаметра (свыше 168 мм) отклонитель фиксируют в колонне не плашками, а цементированием.

5). Для прорезки «окна» в эксплуатационной колонне, через которое в дальнейшем бурят второй ствол, применяют режущий инструмент — райбер, имеющий форму усеченного конуса с продольными зубьями, армированными пластинами из твердого сплава (рис. IV. 26).

Райберы бывают также грушевидной формы, комбинированных конструкций, представляющих собой несколько конических секций, l ₁ l ₂ l ₃ , с углами ось , 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.

Рис. IV.26

Комбинированный райбер

Райбер крепится к колонне бурильных труб, вращаемых во время вскрытия ротором с частотой от. 40 до 90 мин^-1, постепенно увеличиваемой по мере увеличения окна. Осевая нагрузка на райбер должна составлять 15—30 кН. Ее определяют из условий прорезки «окна» оптимальной формы с минимально возможным углом отклонения от оси скважины. При увеличении нагрузки райбер прорезает колонну 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. И начальный период до углубления на 4—5 м используют пикообразное долото диаметром, равным диаметру райбера, которое забивают в 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.

206

Исправление смятия колонии начинают с использования оправочных долот, спускаемых т колонне бурильных труб и вращаемых ротором с частотой до ко мин '. Если в процессе исправления место смятия не удается пластически деформировать и колонна начинает протираться, то применяют грушевидный или колонный фрезер. Обработку ведут до их пор, пока шаблон номинального диаметра для данной колонны не будет свободно проходить через исправленный участок.

После исправления дефекта выправленный участок необходимо изолировать от воздействия пластовых вод с наружной поверхности и исключить возможность их проникновения через какие-либо 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,, когда применение предыдущих не дало эффекта или по каким-либо причинам не удалось реализовать.

Наиболее прогрессивно применение устройства Дорн для изолирования 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 предварительно деформированную (с образованием гофров в продольном направлении) трубу, которая в процессе ее нагружения специальной головкой, пропускаемой через внутреннее отверстие, расправляет имеющиеся складки и плотно прижимает пластырь к стенкам скважины.

В зависимости от способа приложения нагрузки к пластырю и фиксации его в начальный период установки различаются: Дорн без опоры на колонну, в котором усилие для прижатия пластыря к стенке колонны создается за счет гидравлических цилиндров; Дорн с опорой на колонну с использованием якоря, удерживающего 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
использовании Дорна с опорой на колонну устройство сажают на
якорь) (рис. IV.27, б);

в) вводят головку в пластырь (рис. IV.27, в) и деформируют
его до состояния, исключающего смещения относительно эксплуатационной 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).

При 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 ГРП?

9. Для чего проводится кислотная обработка скважин?

10. В каких случаях кислотная обработка наиболее эффективна?

11. 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………………………………………………………………………… 3

§ 1. Нефтяные и газовые залежи ………………………………………………. 3

§ 2. Конструкция скважин………………………………………………………… 6

§ 3. Способы эксплуатации скважин………………………………………….. 10

§ 4. Подземный ремонт скважин………………………………………………. 18

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………………………………… 43

§ 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

§ 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 промывка песчаных и гидратных пробок…………………………… 156

§ 7. Термическая очистка труб от парафина…………………………………….. 169

§ 8. Гидравлический разрыв пласта……………………………………………….. 170

§ 9. Гидропескоструйная перфорация…………………………………………….. 178

§ 10. Кислотная обработка скважин……………………………………………… 181

§ 11. Ловильные работы……………………………………………………………. 187

§ 12. Ремонтно-изоляционные работы………………………………………………. 196

§ 13. Зарезка скважин вторым стволом………………………………………………. 202

§ 14. Ремонтно-исправительные работы ……………………………………………. 206

А . Г . МОЛЧАНОВ

ПОДЗЕМНЫЙ

РЕМОНТ

СКВАЖИН

МОСКВА „НЕДРА" 1986

УДК 622.248.3+622.276.5

Глава I

ОСНОВНЫЕ СВЕДЕНИЯ О РАЗРАБОТКЕ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ ЗАЛЕЖЕЙ

Молчанов А. Г. Подземный ремонт скважин: Учебное пособие для

учащихся профтехобразования и рабочих на производстве. — М.: Недра, 1986. — 208 с.

АЛЕКСАНДР ГЕОРГИЕВИЧ МОЛЧАНОВ

ПОДЗЕМНЫЙ РЕМОНТ СКВАЖИН

Редактор издательства Н. Е. Игнатьева

Технические редакторы А. В, Трофимов, Е. Л. Закашанская

Корректор М, Е. Лукина

ИБ № 6553

Издательство «Недра», 1986

2504030300_::ИЗЗ 337-86 043 (01)-86

109088, Москва, Ж-88, Южнопортовая ул., 24.

12 3 4 5 6 7 8 9 10 Следующая ⇒

Последнее изменение этой страницы: 2019-03-20; Просмотров: 472; Нарушение авторского права страницы