25Аварийно – восстановительные работы в эксплуатационных колоннах. Характеристика аварий и причины их возникновения. Классификации.

Классификация и виды аварийных работ

Аварии в эксплуатационных скважинах рассматриваются как прекращение технологических процессов добычи нефти и газа, вызванное прихватом или обрывом и падением на забой внутрискважинного оборудования; В процессе эксплуатации происходят следующие виды аварий в добывающих скважинах:

- аварии со скважинными трубами;

- аварии со скважинными двигателями, приборами (устройствами),

пакерами и низами бурильной колонны;

- аварии с кабелями, канатами, проволоками;

- прочие.

В нагнетательных скважинах:

- прихваты насосно-компрессорных труб с пакером и без пакера;

- поломка (падение) НКТ с пакером и без пакера;

К авариям первого вида относятся прихваты и поломки бурильных обсадных и насосно-компрессорных труб в обсаженных и не обсаженных скважинах диаметрами от 90 до 480 мм. К авариям второго вида относятся аварии с турбобурами, погружными центробежными насосами, долотами, пакерами, приборами и устройствами для исследования скважин. В третий вид входят аварии с кабелями геофизических приборов погружных насосов и других устройств; с канатами и проволоками для спуска приборов.

К прочим относятся аварии с глубиннонасосными штангами, оставленными в скважине (колонне) или в аварийных подъемных трубах: падение плашек, сухарей и других металлических предметов.

Причины возникновения аварий

Наибольшее число аварий происходит при механизированном способе добычи нефти, что обусловлено значительным числом скважин, эксплуатирующихся механизированным способом. В процессе эксплуатации скважин насосным способом (ШГН) подъемные трубы систематически подвергаются воздействиям коррозии и трению о штанги, вследствие чего толщина стенки труб со временем уменьшается. Нередки случаи, когда обрыв и падение колонны изношенных труб происходит в процессе работы насосной установки. Известны случаи, когда узел соединения колонны подъемных труб с планшайбой сильно изнашивается от истирания о штанги. При движении штанг вверх-вниз из-за несоосности талевой системы и скважины износ в месте соединения планшайбы трубами усиливается, что может служить причиной падения в скважину колонны труб при подъеме планшайбы. Наиболее сложные аварии происходят с погружными центробежными электронасосами (ЭЦН). Падение в скважину оборудования ЭЦН и его узлов нередко происходит в процессе эксплуатации скважин. Аварии с ЭЦН можно группировать следующим образом:

- обрыв насосно-компрессорных труб;

- обрыв кабеля;

- обрыв соединений компенсатора;

- обрыв соединений насоса;

- обрыв соединений протектора.

Одна из основных причин обрыва насосно-компрессорных труб при эксплуатации скважин с ЭЦН – вибрация колонны. При этом возможны радиальные перемещения нижней части колонны труб. Коррозионно-активная среда, особенно при наличии в продукции скважины сероводорода, способствует разрушению труб. Анализ данных об авариях с ЭЦН показывает, что более 90 % всех аварий с ЭЦН составляют обрывы насосно-компрессорных труб и кабеля. В результате обрыва колонны насосно-компрессорных труб на забой падает комплект ЭЦН, часть колонны труб и часть кабеля, как правило, кабеля в скважине оказывается больше, чем труб. Эта авария является наиболее сложной. Узлы ЭЦН соединяются между собой фланцами при помощи шпилек. Обрыв этих соединений происходит в основном по следующим причинам:

- при сборке и спуске ЭЦН в скважину шпильки фланцевых соединений затягиваются недостаточно равномерно. При вибрации установки во время ее работы происходит раскрепление некоторых из них, вследствие чего вся нагрузка приходится на оставшиеся. Со временем более напряженные шпильки обрываются и узел ЭЦН падает на забой;

- коррозионное разрушение шпилек фланцевых соединений приводит к ослаблению последних;

- конструктивное несовершенство соединения.

Ликвидация аварий с ЭЦН существенно отличается от других видов ловильных работ. Особенно осложняет ловильные работы наличие в скважине кабеля, металлических поясков и защитных кожухов установки. При механизированном способе добычи нефти известны различные меры и методы предупреждения аварий и осложнений. Для предотвращения истирания труб штангами рекомендуется укорачивать или удлинять подвеску на одну-две трубы при каждом ремонте скважины. Это позволяет изменить место контакта (истирания) штанг с трубами, следовательно, повысить срок службы последних. Для предотвращения износа присоединительной части планшайбы и полета насосно-компрессорных труб необходимо при спуске и подъеме штанг на муфту планшайбы установить ниппель-воронку, центрирующую колонну штанг и при каждом ремонте скважины ревизировать, а при необходимости менять присоединительный патрубок планшайбы. Для предотвращения обрывов труб при эксплуатации скважин с ЭЦН необходимо в нижней части труб установить виброгасящее устройство.

При наличии в продукции скважины коррозионно-активных компонентов следует применять ингибиторы коррозии, высоколегированные трубы, антикоррозионные защитные покрытия оборудования, применять материалы в коррозионно-стойком исполнении и т.д.

26 Извлечение из скважины прихваченных труб. Методы освобождения. Освобождение труб, прихваченных песком и цементом.

Колокола ловильные К предназначены для захвата с последующим извлечением оставшейся в скважине колонны бурильных или насосно компрессорных труб путем нарезания резьбы на их наружную поверхность. Колокола ловильные изготовляют в двух видах: колокола несквозные К и колокола сквозные КС . Несквозные колокола предусматриваются в трех исполнениях: гладкие, с воронкой, выполненной за одно целое с колоколом, и с резьбой под воронку. Сквозные колокола изготавливают двух типов: гладкие с переводником и с резьбой под воронку. Для присоединения к бурильной колонне на верхнем конце колокола имеется резьба, соответствующая замковой резьбе бурильных труб. В нижней части колокола на внутренней конусной поверхности нарезана ловильная резьба специального профиля конусностью 1:16, по всей длине ловильной резьбы открыты продольные канавки для создания режущей кромки и выхода стружки при нарезании резьбы колоколом. Для улучшения условий врезания колокола в ловимый объект передние грани его продольных канавок выполнены под углом 30. На наружной поверхности нижнего конца колокола предусмотрена резьба для присоединения к нему направления. Колокола изготавливают правыми и левыми. Правые колокола применяют для извлечения колонны правых труб целиком и левых труб по частям (отворачиванием);

Колокола ловильные сквозные КС обеспечивают пропуск сквозь корпус оборванного или безмуфтового конца ловимой трубы с последующим захватом путем нарезания резьбы на наружной поверхности замка или муфты.

Метчики ловильные

Метчики типа МЭУ и МЭС предназначены для захвата и извлечения оставшейся в скважине колонны насосно-компрессорных труб, оканчивающихся муфтой. Метчики ловильные выпускаются в четырех видах: метчики МЭУ (метчик эксплуатационный универсальный) и МЭС (метчик эксплуатационный специальный), и метчики МБУ (метчик бурильный универсальный), и МСЗ (метчик специальный замковый). Корпус метчика изготовлен в виде усеченного корпуса, на верхнем конце которого имеется внутренняя замковая резьба для свинчивания с колонной бурильных труб, а на нижнем – ловильная. Ловильная резьба универсального метчика имеет специальный профиль конусностью 1:8. Резьба метчика подвергается цементации с последующей закалкой и отпуском При работе метчиком в скважине большого диаметра применяются центрирующие приспособления, облегчающие ввод метчика в ловимую колонну. Метчики изготавливают правыми и левыми. Ловильная резьба

пециальных метчиков имеет профиль и размеры резьбы соответствующей насосно-компрессорной трубы (гладкой или высаженной). В остальном специальные метчики не отличаются от универсальных. Принцип действия универсального и специального метчиков одинаковый. При работе правым специальным метчиком происходит свинчивание его с муфтой ловимой трубы; при работе левым - прорезание резьбы муфты ловимой трубы и одновременно свинчивание метчика с ловимым объектом. Метчик на колонне бурильных труб спускают в скважину и останавливают в 10 м до верхней части аварийной колонны. Восстанавливая циркуляцию, нащупывают верхний конец аварийного объекта, что определяется по индикатору веса. Не прекращая циркуляцию и медленно вращая колонну бурильных труб, метчик вводят в ловимые трубы. При попадании в них метчика увеличивают давление на нагнетательной линии. Если при вращении метчика, т.е. при врезании в ловимые трубы, давление резко поднимается, это значит, что через башмак аварийных труб не восстанавливается циркуляция. В невозможности восстановления циркуляции допускается врезание метчика без закачки жидкости, но более медленным вращением инструмента для установления температурного режима. Признаком нарезания служит снижение нагрузки.

Труболовки внутренние плашечные

По назначению и характеру захвата труболовки бывают внутренними (захват за внутреннюю поверхность насосно-компрессорных труб) и наружными, а по принципу работы – освобождающимися и неосвобождающимися.

Стандартом предусмотрен выпуск труболовок ТВМ девяти типоразмеров. Труболовки ТВМ разработаны в двух исполнениях: ТВМ-1 (исполнение1) – упирающиеся в торец захватываемой колонны труб и ТВМ -2 (исполнение 2) – заводимые внутрь захватываемой колонны труб на любую глубину Труболовки ТВМ-114 выпускаются в обоих исполнениях и имеют конструктивные отличия Труболовки плашечные типа ТВМП60 -1, ТВПМ73-1, ТВПМ89-1, ТВПМ102-1 и ТВПМ114-1 (исполнение 1) предназначены для захвата за внутреннюю поверхность и последующего извлечения трубчатых элементов колонн при проведении ловильных работ в нефтяных, газовых и геологоразведочных скважинах. Труболовка состоит из корпуса, переводника, наконечника, плашек, плашкодержателя и механизма освобождения. Захват ловимой колонны осуществляется при подъеме руболовки за счет перемещения плашек по наклонным пазам типа «ласточкин хвост» корпуса и заклинивания между корпусом и внутренней поверхностью трубы. Синхронизация перемещения плашек относительно корпуса труболовки обеспечивается наличием плашкодержателя, выполненного в виде патрубка с радиальными пазами, в которых располагаются плашки, и установленного на корпусе с возможностью ограниченного осевого перемещения. Верхняя часть плашкодержателя закреплена в нижней муфте механизма освобождения, служащего для перевода и фиксации плашкодержателя вместе с плашками в крайнем верхнем относительно корпуса положении, при этом плашки не имеют контакта с аварийной колонной. Механизм освобождения приводится в действие перемещением труболовки вниз до контакта верхнего торца ловимой колонны с нижним торцом муфты механизма освобождения и последующим вращением труболовки.

Труболовки внутренние неосвобождающиеся ТВП (ТВ)

Труболовка ТВП состоит только из механизма захвата, который изготовляют в двух исполнениях: одноплашечном и шестиплашечном. Одноплашечные труболовки ТВП48 и ТВП60 предназначены для захвата насосно компрессорных труб диаметром 48 и 60 мм. На поверхности стержня, на противоположной стороне плашки, нарезана насечка для контакта с внутренней поверхностью ловимой трубы и увеличения силы сцепления. В стержне предусмотрен промывочный канал. Шестиплашечный механизм захвата (рис. 6) состоит из стержня с шестью наклонными плоскостями, расположенными в два яруса и смещенными относительно друг друга на 600. Посредине каждой плоскости расположены продольные выступы с профилем сечения в виде ласточкина хвоста. По этим выступам в вертикальном направлении вместе с плашкодержателем перемещают плашки , имеющие гребенчатую насечку. Перемещение плашки ограничивается в верхнем положении упором в заплечик стержня, в нижнем - упором в торец наконечника. При необходимости труболовки оснащаются специальным переводником и центрирующими приспособлениями (направлением с вырезом или направлением с воронкой).

Труболовки наружные плашечные

Труболовки наружные плашечные выпускают в двух видах: освобождающиеся и неосвобождающиеся.

Труболовки наружные освобождаю-щиеся

Труболовки предназначены для захвата за наружную поверхность аварийных насосно-компрессорных труб (или их муфт) и извлечения колонны целиком или по частям путем отворачивания. Труболовки по типу захватного механизма подразделяются на плашечные (ТНО 116-73 и ТНО 136-89), цанговые и спиральные (ОВ, ОВТ)– овершоты.

Труболовки наружные освобождающиеся спускаются в скважину в основном при ожидании прихватов аварийной колонны насосно - компрессорных труб, с тем чтобы при невозможности расхаживания колонны труб или их отвинчивания освободить труболовку и поднять из скважины без осложнений.

Овершоты освобождающитеся ОВ и ОВТ

Овершоты предназначены для захвата за наружную цилиндрическую поверхность и последующего извлечения элементов трубных колонн при проведении ловильных работ в нефтяных, газовых и геологоразведочных скважин.

Овершот состоит из корпуса, направляющей воронки, переводника и набора сменных элементов, включающих ряд спиральных и цанговых захватов, и направляющих соответственно спирального и цангового захватов. При извлечении колонн, верхняя часть которых имеет максимальный для применяемого типоразмера овершота диаметр, используются спиральные захваты, в остальных случаях – цанговые. Цанговые захваты могут применяться с фрезерующими направляющими, позволяющими производить очистку захватываемого объекта от заусенцев и различных отложений. Процесс захвата осуществляется овершотом за счет наличия конических спиральных поверхностей, выполненных на внутренней поверхности корпуса и взаимодействующей с ней наружной поверхности цангового или спирального захватов. При необходимости герметизации соединения «овершот – извлекаемая колонна» предусмотрена возможность установки уплотнительных манжетных пакеров: типа «А» - при установке цангового захвата или типа «Р» и кольца – при установке цангового захвата. Размеры фрезерующей направляющей и пакеров должны соответствовать размеру применяемого захвата.

Овершоты освобождающиеся с коротким захватом ОК и ОКТ

Овершоты предназначены для захвата за наружную поверхность и последующего извлечения элементов трубных колонн при проведении скважинах. Овершот состоит из корпуса, переводника, направляющей и набора сменных цанговых захватов с различными диаметрами внутренней ловильной поверхности. Корпус выполнен таким образом, чтобы цанговый захват располагался как можно ближе к нижнему торцу овершота, обеспечивая возможность извлечения элементов колонн с коротким участком, пригодным для захвата. Процесс захвата осуществляется овершотом за счет наличия конических спиральных поверхностей, выполненных на внутренней поверхности корпуса и взаимодействующей с ней наружной поверхности цангового захвата.

Труболовки наружные неосвобождающиеся ТНЗ

Труболовки неосвобождающиеся ТНЗ плашечного типа наиболее распространенный вид инструмента, выпускаются трех типоразмеров: ТНЗ 114, ТНЗ-146 и ТНЗ-168.

Методика ведения ловильных работ труболовками ТНЗ

Перед спуском труболовки скважину обследуют, определяют состояние верхнего конца аварийной колонны труб (муфта или тело трубы, отсутствие деформаций и т.д.) и расположение ее относительно оси скважины, после чего выбирают соответствующую труболовку и, при необходимости, центрирующее приспособление. Если трубы прихвачены и в затрубном пространстве имеются песок, окалина, мелкий шлам ит.д., то нижний конец труболовки снабжается приемной трубой. Перед спуском в скважину проверяют работоспособность труболовки, для чего в труболовку вставляют патрубок соответствующего диаметра и проверяют надежность захвата. Труболовку спускают в скважину на бурильной колонне и за 10 м до верхнего конца аварийных труб восстанавливают циркуляцию. Следя за индикатором веса, медленно спускают труболовку, вращая бурильную колонну, накрывают верхний конец аварийной трубы, вводя его в труболовку, при этом наблюдается повышение давления. Следя за индикатором веса, приподнимают труболовку. Захват ловимых труб фиксируется индикатором веса. Расхаживанием колонну аварийных труб извлекают из скважины.

При сложных авариях, когда невозможно одним спуском извлечь аварийные трубы, прихваченные песком или цементом, целиком или отвинчиванием, прибегают к другим методам и приемам работ по ликвидации аварий с применением труболовки ТНЗ и набора режущего инструмента. Наружные плашечные труболовки имеют характерный недостаток - их невозможно применять при малых зазорах между стенкой скважины и колонной аварийных труб, поэтому если аварийный конец кончается муфтой (замком), то следует предпочесть другой инструмент