книги / Машины и оборудование нефтяных и газовых промыслов. Оборудование для эксплуатации и ремонта нефтяных и газовых скважин

10.6. Агрегаты для промывки скважин

Эксплуатация нефтяных месторождений с коллекторами из рыхлых несцементированных пород, особенно песчаников, приводит к вымыванию пластовой жидкостью из породы частиц песка, глин и образованию в стволе скважины песчаной пробки. При перекрытии фильтра скважины пробкой приток жидкости уменьшается и может вообще прекратиться. В связи с этим и возникает необходимость удаления из скважины песчаных пробок, что осуществляется или оттартыванием пробки желонкой, подвешиваемой на талевом канате, или промывкой. Промывка значительно эффективней.

Рис. 10.23. Предохранительный клапан:

1 – корпус; 2 – винт; 3 – седло; 4 – поршневой затвор; 5 – головка; 6 – стакан; 7 – пружина; 8 – винт регулировочный; 9, 16 – тарелка; 10 – скоба; 11 – рычаг; 12 – упор; 13 – паз; 14 – шток; 15 – проточка; 17 – набор плунжеров; 18 – камера; 19 – манжета

Промывка песчаных пробок выполняется с помощью промывочного агрегата, нагнетающего в скважину жидкость, которая размывает пробки, выносит на поверхность песок до полной ликвидации пробки. В качестве промывочной жидкости используются вода, нефть, а иногда и глинистый, реже пенистые растворы.

201

Агрегаты для промывки песчаных пробок представляют собой транспортную базу, в качестве которой используются колесные или гусеничные машины, на которой смонтирован промывочный насос, емкость и средства контроля и управления процессом промывки с предохранительными клапанами. Агрегаты несут на себе манифольд, необходимый для обвязки скважины, насоса и емкостей во время промывки.

Промывочный насос агрегата приводится в действие от ходового двигателя, через коробку отбора мощности и коробку передач, позволяющую менять режим работы насоса.

Промывочные агрегаты используются не только для промывки песчаных пробок, но и для ряда других нефтегазопромысловых процессов, в частности, для замены жидкости в скважине при ее освоении после ремонта, для закачки в скважину жидкости для ее глушения перед ремонтом, для закачки теплоносителя при депарафинизации скважины или выкидных линий. Поэтому конструкция промывочных агрегатов заранее разрабатывается на выполнение и этих процессов.

Для безопасности при промывке пробок большое значение имеет надежность работы предохранительных клапанов (рис. 10.23) [7].

10.7. Инструмент для капитального ремонта скважин

Для рассматриваемых процессов применяется несколько групп инструментов:

–спуско-подъемный, к которому относятся трубные элеваторы, штропы, спайдеры, механические, машинные и ручные ключи; эта группа инструмента рассмотрена выше;

–буровой, к которому относятся буровые долота, бурильные трубы, УБТ, ведущая труба; эта группа инструмента подробно рассматривается в курсах бурового оборудования;

–ловильный и фрезерный, используемый при капитальном ремонте скважин.

К последней группе инструмента относится большая группа приспособлений следующих назначений.

Фиксаторы (рис. 10.24) предназначены для определения зоны расположения муфтового соединения эксплуатационной колонны скважины и обеспечения заливки цементным раствором стакана или моста на заданном расстоянии от муфтового соединения.

Фиксатор состоит из центрирующей пружины 1, установочного винта 2, корпуса 3, консольной пружины 4, защелок 5, поршня 6 и ловушки 7. Корпус изготовлен в виде ствола с ребрами. Резьба в верхней части корпуса служит для присоединения заливочных труб к колонне. Узел центрирования включает три центрирующие пружины, закрепленные в корпусе винтами и накладкой. Узел фиксации состоит из трех защелок, подпружиненных консольными пружинами и укрепленных в прорезях корпуса пальцем и штифтом, а также поршня, закрепленного в корпусе установочным винтом. Защелки могут поворачиваться относительно осей на угол, при котором они могут находиться внутри паза корпуса или выдвигаться за пределы паза и верхним концом упираться в торец верхней трубы муфтового соединения. Ловушка, соединяемая с нижним концом корпуса на резьбе, представляет собой патрубок с дном и предназначена для улавливания поршня и шарика от проскакивания в скважину.

Местонахождение муфтовых соединений и фиксацию расстояния между ними определяют сверху вниз заякориванием фиксатора. Промывают скважины и заливают забой цементом через фиксатор без подъема его на поверхность. После окончания заливки забоя излишек цемента вымывают, а затем фиксатор поднимают на поверхность вместе с заливочными трубами.

Фиксатор освобождают от заякоривания путем среза осей защелок под действием силы натяжения, создаваемой талевой системой буровой.

202

Этот тип инструмента характерен для целой группы контрольного и ориентирующего инструмента, широко применяемого при работах, связанных с капитальным ремонтом скважин.

Рис. 10.24. Фиксатор положения муфтового соединения эксплуатационной колонны

Для разрушения не поддающихся извлечению из скважин прихваченных или неприхваченных инструмента, труб, пакеров применяются фрезеры (рис. 10.25), спускаемые на бурильных трубах, вращаемых ротором с одновременной подачей раствора. Фрезеры обеспечивают «проходку» по металлу до 4–5 м при режиме, соответствующем частоте вращения 60–80 мин–1, осевой нагрузке 30–40 кН и подаче промывочной жидкости 10–12 л/с. Иногда применяются «магнитные» фрезеры, которые позволяют после фрезерования извлечь с забоя мелкие металлические предметы, обладающие ферромагнитным свойством. Максимальная грузоподъемность их до 80 кг.

Для вскрытия «окон» в обсадной колонне с целью бурения второго ствола применяются фрезеры-райберы, позволяющие вскрыть «окно» в стволе скважины длиной 0,7–0,9 м, последующее расфрезерование которого и калибровка позволяют создать шурф глубиной 2–3 м, достаточный для ухода в сторону и начала забуривания нового ствола.

Операции по фрезерованию находящихся в скважине изделий или окна в обсадных колоннах длительны, требуют высокого искусства выполнения, а на время их выполнения задалживается оборудование, каждый час работы которого стоит весьма

203

дорого. Поэтому к фрезерному инструменту предъявляются требования высокой надежности и износостойкости для того, чтобы операции фрезерования выполнялись в минимальное время и с минимальным числом рейсов, необходимых для смены изношенного инструмента.

В промысловой практике часты случаи обрывов насосных штанг. Аварии этого вида обычно ликвидируются службой текущего, а в некоторых случаях и капитального ремонта скважин. Реже встречаются обрывы или полеты колонн НКТ.

Рис. 10.25. Фрезеры для работы в эксплуатационной колонне 146 мм:

а– для кольцевого офрезерования неприхваченных верхних концов НКТ;

б– для сплошного фрезерования прихваченных пакеров, муфт, хвостовиков

Для залавливания и последующего подъема на поверхность штанг, труб и насосов служит группа инструментов, называемых ловителями и труболовками (рис. 10.26).

Иногда применяются комбинированные (рис. 10.26, а) ловители, которыми можно извлекать как штанги, так и НКТ. Ловитель захватывает трубу или штангу за наружную гладкую часть.

Ловитель имеет цилиндрическую форму, на внутренней поверхности его в три яруса расположены плашки. При помощи плашкодержателей плашки синхронно перемещаются по внутренним наклонным поверхностям корпуса.

При спуске ловителя в скважину плашки находятся в крайнем нижнем положении. Залавливаемая труба или штанга, входя в корпус, раздвигает плашки в радиальном и осевом направлениях и проходит в ловитель. При перемещении ловителя вверх плашки, спускаясь вниз по наклонным поверхностям, обхватывают трубу за наружную поверхность.

Для захвата и извлечения труб больших диаметров используются труболовки наружные (рис. 10.26, б) или внутренние (рис. 10.26, в) в зависимости от захватываемой части трубы.

Труболовка, включающая в себя корпус и захватывающую втулку с левой ловильной резьбой, сконструирована таким образом, что исключается возможность отвинчивания ее выше объекта аварийных работ при захвате и освобождении. Освобождается труболовка при помощи вращающего момента благодаря выполнению на корпусе и захватывающей втулке правой спиральной конической поверхности.

204

После спуска до извлекаемой бурильной колонны труболовку продолжают медленно спускать, одновременно вращая ее вправо, причем оси труболовки и колонны совмещаются при помощи направляющей воронки. При движении труболовки вниз захватывающая втулка вследствие трения о стенки трубы поднимается по спиральной конической поверхности в крайнее верхнее положение, надвигается на трубу и охватывает недеформированную часть трубы. При последующем подъеме труболовки захватывающая втулка вследствие плотного контакта со стенкой трубы под давлением сил трения заклинивается между стенкой трубы и конической поверхностью корпуса.

Рис. 10.26. Ловители:

а– комбинированный ловитель: 1 – верхний переводник; 2 – пружина; 3 – верхний плашкодержатель, 4, 7 – плашки; 5 – крышка; 6 – верхний корпус; 8 – средний плашкодержатель; 9 – нижний плашкодержатель; 10 – нижний переводник;

11 – воронка; б – труболовка наружная освобождающаяся: 1 – корпус; 2 – захватывающая втулка; 3 – кольцо с поводковым пальцем; 4 – переводник-

удлинитель; 5 – фрезер; 6 – манжетное уплотнение; 7 – уплотнительное кольцо; 8 – направляющая воронка; в – труболовка внутренняя освобождающаяся:

1 – направление; 2 – наконечник направляющий; 3 – уплотнение; 4 – втулка упорная; 5 – корпус; 6 – втулка разрезная; 7 – винт специальный; 8 – втулка управляющая; 9 – удлинитель; 10 – переводник

Для освобождения труболовки от извлекаемых труб ее опускают вниз, чтобы коническая поверхность корпуса вышла из контакта с конической поверхностью захватывающей втулки. Затем, вращая труболовку вправо, медленно поднимают ее. При этом захватывающая втулка переводится в крайнее верхнее положение. Продолжая

205

вращать и поднимать труболовку, ее освобождают от извлекаемых труб свинчиванием при помощи ловильной резьбы.

Такие труболовки рассчитаны на залавливание труб диаметром до 147 мм в обсадных колоннах большого диаметра (до 215,9 мм) и имеют грузоподъемность до

250 т.

Для ликвидации аварии внутреннюю (рис. 10.26) труболовку спускают в скважину на бурильных трубах. Извлекаемую трубу захватывают при медленном спуске инструмента с одновременным поворотом его вправо. Направление накрывает трубу, и труболовка вводится внутрь. При этом разрезная втулка входит в контакт со стенками трубы и за счет этого вывинчивается по спиральной конической опорной поверхности в верхнее положение. Аварийная труба захватывается натяжением бурильной колонны без ее вращения. В момент захвата корпус труболовки движется вверх, разрезная втулка под действием сил трения заклинивает корпус труболовки в аварийной трубе. После восстановления циркуляции промывочной жидкости колонна труб извлекается из скважины.

Если извлечь колонну описанным способом не удается, труболовку отсоединяют от аварийной колонны и поднимают на поверхность. Такие труболовки также рассчитаны на залавливание труб больших диаметров и больших весов.

Главным требованием к труболовкам является надежность захвата и удержания захваченной трубы или штанги. Это требование выполняется за счет соответствующей конструкции и, особенно, качества захватных органов, изготовляемых из термообрабатываемых легированных сталей [7, 15].

206

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1.Баграмов Р.А. Буровые машины и комплексы: учеб. для вузов. – М.: Недра, 1988. – 501 с.

2.Долгих Л.Н. Крепление, испытание и освоение нефтяных и газовых скважин: учеб. пособие. – Пермь: Изд-во Перм. гос. техн. ун-та, 2009. – 296 с.

3.Ильский А.П., Шмидт А.П. Буровые машины и механизмы. – М.: Недра, 1989. –

396 с.

4.Иогансен К.В. Спутник буровика. – М.: Недра, 1990. – 303 с.

5.Кирсанов А.Н., Зиненко В.П., Кардыш В.Г. Буровые машины и механизмы. –

М.: Недра, 1981. – 448 с.

6.Лыкова Н.А., Шавалеева А.В., Шишлянников Д.И. Оборудование для защиты установок электроцентробежных насосов от солеотложений и коррозии // Горное оборудование и электромеханика. – 2017. – № 7. – С. 18–22.

7.Молчанов А.Г. Машины и оборудование для добычи нефти и газа: учеб. для вузов. – М.: Альянс, 2010. – 586 с.

8.Нефтепромысловое оборудование: Комплект каталогов / под ред. В.Г. Креца, В.Г. Лукьянова. – Томск: Изд-во Томского ун-та, 1999. – 786 с.

9.Оборудование для добычи нефти и газа: учебное пособие для вузов в 2 ч. / В.Н. Ивановский, В.И. Дарищев, А.А. Сабиров, В.С. Каштанов. – М.: Нефть и газ, 2003. – 793 с.

10.Основы эксплуатации и ремонта бурового и нефтегазодобывающего оборудования : учеб. пособие / Д.И. Шишлянников, А.В. Николаев, В.Г. Островский, В.Ю. Зверев. – Пермь : Изд-во Перм. нац. исслед. политехн. ун-та, 2018. – 150 с.

11.Повышение эффективности гидравлических приводов штанговых скважинных

насосных установок для добычи нефти / А.Н. Устинов, М.В. Тяктев, Д.И. Шишлянников, М.Г. Трифанов, М.М. Тяктев, С.А. Фролов // Горное оборудование

иэлектромеханика. – 2017. – № 7. – С. 26–32.

12.Результаты опытно-промышленных испытаний перспективных приводов штанговых скважинных насосных установок / И.И. Мазеин, А.Н. Устинов, М.В. Тяктев, А.А. Рыбин, Д.И. Шишлянников, М.М. Тяктев // Горное оборудование и электромеханика. – 2016. – № 9. – С. 8–14.

13.Софьина Н.Н., Шишлянников Д.И., Корнилов К.А. Оценка технического состояния узлов горного и нефтепромыслового оборудования методом возбуждения

резонансных колебаний // Горное оборудование и электромеханика. – 2016. – № 9. –

С. 34–37.

14.Стенд для оценки технического состояния трансмиссии по параметрам питания электропривода / Д.И. Шишлянников, М.Г. Трифанов, В.А. Романов, С.Л. Иванов, С.А. Асонов // Горный информационно-аналитический бюллетень (научно-технический журнал). – 2015. – № 4. – С. 227–233.

15.Чичеров Л.Г. Нефтепромысловые машины и механизмы: учеб. пособие для вузов. – М.: Недра, 1983. – 312 с.

16.Шишлянников Д.И., Рыбин А.А. Оценка нагруженности балансирных станковкачалок по параметрам питания электропривода // Записки Горного института. – 2017. –

Т. 227. – С. 582–588.

17.Эксплуатационный контроль и диагностирование оборудования по параметрам питания электропривода на примере штанговых скважинных насосных установок / Н.Н. Софьина, Д.И. Шишлянников, И.О. Гришина, К.А. Корнилов // Горное оборудование и электромеханика. – 2015. – № 9. – С. 26–31.

207

Учебное издание

РЫБИН Александр Аркадьевич, ШИШЛЯННИКОВ Дмитрий Игоревич, ВОРОБЕЛЬ Сергей Викторович

МАШИНЫ И ОБОРУДОВАНИЕ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ ПРОМЫСЛОВ

В трех частях

Часть III. Оборудование для эксплуатации и ремонта нефтяных и газовых скважин

Учебное пособие

Редактор и корректор Е.М. Сторожева

____________________________________________________________________________

Подписано в печать 27.09.2018. Формат 70×100/16 Усл. печ. л. 17,0. Тираж 20 экз. Заказ № 203/2018

____________________________________________________________________________

Издательство Пермского национального исследовательского

Политехнического университета.

Адрес: 614990, г. Пермь, Комсомольский пр., 29, к. 113.

Тел. (342)219-80-33