Ловильные работы труболовками ТВ

При ловильных работах скважину обследуют и определяют состояние верхнего конца аварийной трубы. Для обследования труболовки ее устанавливают в вертикальное положение и плав­но без заеданий перемещают плашкодержатель с плашками (при одноплашечной труболовке — плашку) возвратно-поступа­тельно.

Труболовку присоединяют к нижнему концу колонны ловиль­ных труб и спускают в скважину без промывки. За 30 м (во избежание прихвата) до верхнего конца аварийных труб вос­станавливают циркуляцию. По достижении верхнего конца аварийных труб спуск труболовки замедляют и вводят ее в тру­бы, продолжая прокачку жидкости. Признак ввода труболов­ки— снижение веса по индикатору и повышение давления на выкиде насосов.

Для захвата аварийных труб колонну ловильных труб с тру­боловкой приподнимают, расхаживают в пределах грузоподъем-_в ности труболовки и извлекают захваченные трубы.

Прихваченные ловимые трубы поднимают по частям отвин­чиванием. Рекомендуемая растягивающая нагрузка составляет (в кН) для труболовок ТВ48 — 0,3—0,4; для ТВ60 —0,5—0,6; Для ТВ89 и ТВ114 —0,8—1,0.

2. Турбобуры. Рабочая характеристика турбобура. Сборка турбобура. Особенности эксплуатации турбобура.

 

Турбобур забойный гидравлический двига­тель, предназначенный для бурения скважин в разных геологических условиях. В рабочих колесах турбобура гидравлическая энергия буро­вого раствора, движущегося под давлением, превращается в механическую энергию вращающегося вала, который связан с долотом.

Рис. 8.3. Действие турбины

Основная часть турбобура - турбина, состоящая из большого числа (более сотни) совершенно одинаковых ступеней. Каждая ступень тур­бины, в свою очередь, состоит из двух частей: вращающейся, соединен­ной с валом турбобура называемой ротором и неподвижной, закреп­ленной в корпусе турбобура, называемой статором. На рис. 8.3 пока­заны устройство и принцип действия ротора и статора. Статор пред­ставляет собой гладкое стальное кольцо 1, на внутренней поверхности которого имеются изогнутые лопатки 5. Концы лопаток соединяются внутренним ободом 3. Ротор состоит из кольца 2 и лопаток 6, подобных лопаткам статора, но обращенных выпуклостью в другую сторону. Наружные концы лопаток ротора соединены ободом 4. Между статором и ротором имеется зазор, обеспечивающий свободное вращение ротора в статоре.

Теория малогабаритных турбин для бурения нефтяных и газовых скважин создана советским инженером П. П. Шумиловым. Основные условия построения турбин турбобуров следующие. Для получения необходимой мощности и приемлемого для бурения числа оборотов турбина должна быть многоступенчатой. Все ступени турбины должны быть совершенно одинаковыми и обеспечивать пропорционально числу ступеней увеличение мощности и скорости вращения бурильных труб.

Для получения наименьшего износа турбинных лопаток роторы турбины выполняют с тем же профилем, что и статоры турбины, лишь с поворотом лопаток в противоположную сторону. Перепад давления на турбине должен быть в пределах допускаемых насосными установками, применяемыми при бурении глубоких скважин, и для избежания толчков давления в системе не должен существенно меняться при изменении режима работы турбины.

П. П. Шумилов установил следующие основные закономерности, ха­рактеризующие влияние количества промывочной жидкости на работо­способность турбины.

1. Скорость вращения турбины пропорциональна количеству про­качиваемой жидкости

n₁/n₂=Q₁/Q₂,                                                                                                                                   (8.7)

т.е. при увеличении количества прокачиваемой жидкости, например в 3 раза, число оборотов турбины увеличивается также в 3 раза, и наоборот.

2. Перепад давления на турбине пропорционален квадрату коли­чества прокачиваемой жидкости

p₁/p₂=(Q₁/Q₂)²,                                                                                                                                     (8.8)

т.е. при увеличении количества прокачиваемой жидкости, например в 2 раза, давление на турбине увеличивается в 4 раза и наоборот.

3. Вращательный момент турбины, как и перепад давления, пропор­ционален квадрату количества прокачиваемой жидкости

M₁/M₂=(Q₁/Q₂)²,                                                                                                                                  (8.9)

4. Мощность турбины пропорциональна кубу количества прокачи­ваемой жидкости

N₁/N₂=(Q₁/Q₂)³,                                                                                                                                  (8.10)

т.е. при увеличении количества прокачиваемой жидкости, например в 2 раза мощность турбины увеличивается в 8 раз, и наоборот.

При бурении турбобуром энергия, предназначенная для разрушения породы, подводится к забою потоком промывочной жидкости. Генера­тором гидравлической энергии считаются буровые насосы, преобра­зующие механическую энергию привода в гидравлическую энергию потока промывочной жидкости. Часть энергии потока теряется на преодолении гидравлических сопротивлений в нагнетательной линии, бурильных трубах, замках, долоте и затрубном пространстве. Остав­шаяся часть энергии используется в турбине турбобура для преобразо­вания в механическую энергию, которая при помощи долота затрачи­вается на бурение.

П. П. Шумилов показал, что наибольшую гидравлическую мощность на турбине турбобура при неизменном максимальном давлении в нагне­тательной линии буровых насосов, можно получить при условии

                                                                                                                                         (8.11)

где p_т - перепад давления в турбобуре; р₀- давление в нагнетательной линии буровых насосов.

Так как в процессе бурения скважины гидравлические сопротивления в бурильных трубах, замках и кольцевом пространстве беспрерывно возрастают, то для обеспечения равенства (8.11) необходимо было бы по мере углубления скважины непрерывно снижать подачу насосов и соответственно изменять характеристику турбобуров таким образом, чтобы перепад давления на турбине (несмотря на уменьшение расхода жид­кости, протекающей через нее) остался постоянным.

Характеристики турбобура можно заменять только ступенчато, при­меняя на разных участках скважины турбобуры различных типов. Подача буровых насосов регулируется также только ступенчато путем смены цилиндровых втулок. Основная задача проектирования режима турбинного бурения заключается в установлении режима работы буро­вых насосов, подборе типов турбобуров и осевой нагрузки на долото для разных участков ствола скважины таким образом, чтобы получить наиболее высокие качественные и количественные показатели бурения.

Осевая нагрузка выбирается в зависимости от твердости проходимых пород. При бурении в твердых породах бурильщик в целях повышения эффективности работы долота увеличивает нагрузку, а при бурении в мягких породах - уменьшает. В то же время независимо от бурильщика частота вращения долота в первом случае уменьшается, а во втором случае увеличивается, что и требуется для достижения хороших показа­телей работы долота.

Характеристика турбобуров. Во время бурения турбобуром частота вращения долота непрерывно меняется в зависимости от нагрузки на забой и крепости проходимых пород. Таким образом, зависимость между крутящим моментом, приложенным к долоту, и скоростью вращения вала турбобура обратно пропорциональная, т. е. чем больше нагрузка на долото, тем меньше скорость вращения вала, и, наоборот, уменьшение нагрузки ведет к увеличению скорости вращения (рис. 8.4).

Рис. 8.4. Зависимость вращающего момента от частоты вращения вала турбобура

Отрезок ОА представляет собой крутящий момент, развиваемый турбобуром при скорости вращения вала, равной нулю, т.е. при тор­можения. Этот момент называется тормозным моментом, и по величине он наибольший. С уменьшением крутящего момента частота вращения вала увеличивается, и когда крутящий момент станет равным нулю, т. е. нагрузки не будет, частота вращения вала станет максимальной. Макси­мальная частота вращения вала называется скоростью вращения на холостом ходу. Частота вращения на холостом ходу изображена отрез­ком ОБ и равна 1200 об/мин. При режиме работы турбобура, характе­ризуемой точкой В, частота вращения вала составляет 800 об/мин, а развиваемый им крутящий момент 1 Н-м. С изменением скорости вращения вала и меняется не только крутящий момент М, но и другие показатели работы турбобура: КПД, η и мощность N.

Рис. 8.5. Зависимость КПД и мощ­ности от частоты вращения вала турбобура

КПД турбобура изменяется следующим образом. При тормозном режиме, т. е. при частоте вращения, равной нулю, КПД турбобура также равен нулю. С увеличением частоты вращения КПД возрастает, затем, достигнув своего максимального значения, с дальнейшим увеличением частоты вращения начинает уменьшаться и при режиме холостого хода вновь становится равным нулю. Соответственно изменению величины КПД изменяется и величина мощности турбобура (рис. 8.5). Режим работы турбобура, при котором его КПД достигает своего максималь­ного значения, называется оптимальным. Частота вращения вала на оптимальном режиме примерно в 2 раза меньше скорости вращения вала турбины на холостом ходу, а крутящий момент в 2 раза меньше тормозного момента.       

В отличие от крутящего момента, мощности и КПД, перепад давления на турбине Р с изменением частоты вращения вала почти остается неизменной. При переходе от режима холостого хода к тормозному перепад давления в турбине несколько увеличивается (на 10-15%).

Все изложенное выше относится к работе турбобура на одинаковом количестве прокачиваемой через него рабочей жидкости. Построение для данного типа турбобура (при Q=Const) зависимости N, Р, η, М от числа оборотов вала n называется его рабочей характеристикой.

Рабочие характеристики для каждого типа турбобура, при одном и том же количестве прокачиваемой жидкости, различны. Рабочая характеристика турбобура позволяет правильно подобрать режим его работы при данной подаче буровых насосов. Рабочие характеристики строят на основе стендовых испытаний.

Конструкция многоступенчатых турбобуров. Различные условия, в которых работают турбобуры, привели к необходимости создания нескольких конструктивных разновидностей турбобуров. Турбобуры выпускаются следующих конструкций: односекционные бесшпиндельные, односекционные шпиндельные, двухсекционные шпиндельные, трехсекционные шпиндельные.

При этом в турбинных секциях могут быть установлены металли­ческие цельнолитые турбины; металлические составные турбины с про­точной частью, выполненной методом точного литья; составные тур­бины из металлических ступиц и пластмассовых проточных частей; резинометаллические радиальные опоры; шаровые радиальные опоры.

В шпиндельных секциях могут использоваться резинометаллические или шаровые опоры.

 

3. Предупреждение ГНВП при ликвидации аварий в скважинах со вскрытым продуктивным горизонтом.

 

 

4. Ловильные работы и применяемое при этом оборудование.

 

Под ловильными работами понимают совокупность операций, необ­ходимых для освобождения ствола скважины от посторонних Предметов до возобновления в нем бурения.

Давильный инструмент. Для ловильных работ используют специаль­ные (ловильные) инструменты самых различных типов и назначений. Рассмотрим основные из них.

Метчики предназначены для ловли оставшейся в скважине ко­лонны бурильных труб, если обрыв произошел в утолщенной части трубы, в замке или муфте. Правые метчики применяют для извлечения колонны целиком, а левые (на левых бурильных трубах) - для извлечения колонны по частям.

Ловильный метчик (рис. 14.3) имеет форму усеченного конуса для врезания в детали замка бурильных труб при ловильных работах. На верхнем конце метчика нарезана резьба замка бурильных труб, а на нижнем конце - специальная ловильная резьба (правая или левая).

Колокола (рис. 14.4) служат для ловли бурильных или обсадных труб, когда слом произошел в теле трубы, а также при срыве резьбовых соединений трубы, за исключением случаев, когда срыв резьбы произо­шел со стороны ниппеля замка.

Если слом неровный с наличием лент или имеется трещина вдоль трубы, не перекрываемая колоколом, то для ловли необходимо приме­нять «сквозной» (открытый) колокол с соответствующим патрубком или трубой. Для извлечения долота, оставшегося в скважине вследствие отвинчивания или срыва резьбы, применяют колокол-калибр.

Правые колокола используют при ловле правыми бурильными тру­бами всей оставшейся колонны, а левые - при ловле левыми бурильными трубами для отвинчивания части оставленной колонны. Колокол пред­ставляет собой стальной кованый патрубок, имеющий в верхнем муфто­вом конце резьбу бурильного замка, а внизу на внутреннем конусе - ловильную резьбу специального профиля для захвата бурильных труб при ловильных работах.

Рис. 14.3. Центрирующее направление с универсаль­ным метчиком:

1 - головка; 2 - прокладка; 3 - упорное кольцо; 4 - муфта обсадной трубы; 5 - направление; 6 - метчик; 7 - воронка

Рис. 14.4. Колокол:

А - с направляющей воронкой;

Б - с вырезом на нижнем конце

Ловитель (шлипс) с промывкой (рис. 14.5) применяют для извлечения оставшихся в скважине бурильных и обсадных труб за замок, муфту или сломанный конец в случаях небольшого веса оставшейся в скважине бурильной колонны, когда вследствие ее проворачивания, трудно зацепить метчик или колокол.

Если конец оставшейся в скважине бурильной трубы (в результате слома) оказался неровным и имеются продольные трещины, то приме­няют «сквозной» (открытый) шлипс с соответствующим патрубком или трубой для ловли за первую от сломанного конца муфту или за целую часть трубы. Шлипс позволяет промывать скважину через захваченную бурильную колонну. Если не удается поднять оставшуюся часть ко­лонны, шлипс можно освободить.

Овершот служит для извлечения бурильной колонны с захватом под замок. Его применяют в основном там, где ловитель нельзя применить, а колоколом и метчиком не удается соединиться и где длина колонны не превышает 400 м и она не прихвачена.

Овершот представляет собой корпус на толстостенной, обычно баш­мачной трубы, внутри которого приклепаны четыре стальные пружины. Верхние концы пружин отогнуты согласно размеру бурильных труб, для ловли которых предназначен овершот.

Наружная труборезка применяется в тех случаях, когда осво­бодить прихваченную бурильную колонну при помощи нефтяных, водя­ных, кислотных ванн или торпедированием не удастся и оставшиеся в скважине трубы не искривлены.

Наружная труборезка (рис. 14.6) состоит из стального корпуса 5 с тремя вертикальными окнами в его нижней части. В этих окнах на пальцах 11 крепятся резцы 10. Выше резцов в корпус труборезки вставлено кольцо 9. Своей нижней частью кольцо не дает резцам выйти через окно наружу, причем в этом положении кольцо удерживается четырьмя медными штифтами 1. На кольце, как на упоре, крепится мощная спиральная пружина 8, а под ней еще два кольца 6 и 7. Выше расположены кольцо 3 овершота с плашками и кольцо 4, которое не дает возможности овершотному кольцу передвигаться вверх. В верхней части корпуса труборезки ввинчен переводник 2 под обсадные трубы, в нижней части - воронка с козырьком 12 для облегчения завода в корпус обрезае­мых бурильных труб.

Рис. 14.5., Ловитель (шлипс) с промывкой:

1 - переводит;; 2 - резиновое уплотнение; 3- корпус ловителя; 4 - плашки

 

Рис. 14.6. Наружная труборезка для буриль­ных труб

Рис. 14.7. От­водной крючок

Удочку («ерш») используют для извлечения оставленного в сква­жине стального каната и каротажного кабеля. Удочку изготовляют наваркой крючков на стержень или на метчик в шахматном порядке или же из обсадной трубы, на теле которой делаются вырезы, загибающиеся внутрь. Запрещается спуск в скважину удочки («ерша») без специального хомута, ограничивающего пропуск этого инструмента в зону нахожде­ния оставленного каната или кабеля.

Отводные крючки (рис. 14.7) предназначены для центрирования оставшегося в скважине конца бурильных труб. Диаметр (внешний) зева крючка обычно па 52-50 мм меньше диаметра скважины. На внутрен­ней поверхности зева крючка перед спуском в скважину делают насечки, по сработанности которых судят (после подъема) о том, как рабо­тал крючок, касался он колонны или нет. Использовать отводной крючок разрешается только при свободном дохождении его до «головы» слома.

Рис. 14.8. Типы фрезеров

Фрезы (рис. 14.8) используют для частичного или полного удаления металлических выступающих частей или деталей. Работа фрезой (фре­зерование) состоит в разрушении металлического объекта и превраще­нии его в стружку. Внешняя форма фрезы зависит от ее назначения, а именно:

а) фронтального действия: плоская (рис. 14.8, а), коническая (рис. 14.8, б) и цилиндрическая (рис. 14.8, в);

б) внешнего воздействия: в форме усеченного конуса (рис. 14.8, г), коническая (рис. 14.8, д), цилиндрическая (рис. 14.8, ж) и цилиндрическо-коническая (рис. 14.8, е);

в) внутреннего воздействия: цилиндрическо-коническая (рис. 14.8, з) и комбинированного воздействия (рис. 14.8, и).

Применяют фрезы и других конструкций (рис. 14.8, к, л, м, н). Работы по фрезерованию очень трудоемки и требуют много времени, поэтому к этому способу ликвидации аварии следует прибегать в край­них случаях.

Магнитные фрезеры и ловители используют для извлечения с забоя крупных металлических предметов. Диаметр магнитного фре­зера должен быть на 20-60 мм меньше диаметра скважины. Конструк­ция магнитного фрезера показана на рис. 14.9. Магнитным фрезером работают без перегрузок на забой.

Ликвидация аварий с бурильными трубами и долотами. Успешная ликвидация аварий с бурильными трубами в большой степени зависит от того, как скоро замечен момент слома труб. При обнаружении аварий с бурильными трубами бурильщик поднимает их с максимальной скоростью. Поднятый конец сломанной части бурильной колонны на поверхности очищают, промывают и осматривают с целью выяснения характера слома. Затем подсчитывают число свечей, оставшихся в скважине, определяют глубину, на которой находится верхний конец поломанной колонны труб, и намечают мероприятия по ликвидации аварии. Работы по ликвидации аварии (любой) в скважине ведутся буровым мастером под руководством старшего инженера (мастера) по сложным работам или главного (старшего) инженера бурового предприятия (раз­ведки, участка) в зависимости от сложности работ.

Рис.-14.9. Магнитный фрезер:

1 - переводник; 2 - корпус; 3 - верхний полюс; 4 - шпилька; 5-постоянные магниты; 6 - нижний полюс; 7 - втулка; 8 - фрезерная колонна

Перед спуском в скважину ловильного инструмента составляется эскиз общей его компоновки и ловильной части с указанием основных размеров. Для ловли бурильной колонны применяют ловитель (шлипс) с промывкой, метчик или колокол. Эти инструменты позволяют после захвата оставшейся колонны бурильных труб проводить расхаживание и промывку скважины. Длина спускаемого в скважину инструмента для ловильных работ должна подбираться с таким расчетом, чтобы крепле­ние ловильного инструмента велось ротором с пропущенной через стол ротора ведущей бурильной трубой.

Ловитель (шлипс) применяют как для ловли за замок, так и за трубу. Для извлечения колонны ловителем дают натяжку, включают буровой насос, восстанавливают циркуляцию, после чего приступают к ее подъему. Если колонна не поднимается, ее расхаживают без вращения.

Метчик обычно спускают с направляющей трубой большего диа­метра, оканчивающейся воронкой. Спущенный на бурильных трубах метчик покрывает оборванный конец трубы воронкой и конусом входит внутрь трубы до тех пор, пока не упрется в кромку трубы. Приподняв немного бурильную колонну, чтобы ослабить давление на оборвав­шийся конец трубы, поворачивают ее по часовой стрелке на 90°, затем обратно на 45° и опять на 1/4 оборота по часовой стрелке. При постепенном опускании бурильной колонны вниз метчик врезается в трубы и закрепляется в них. Запрещается окончательно закреплять ловильный инструмент на сломе до восстановления циркуляции буро­вого раствора через долото. После этого пробуют поднять колонну. В случае прихвата ее расхаживают. При расхаживании необходимо помнить, что подъемные усилия выше допустимых вызывают срыв - ловильного инструмента, обрыв бурильных труб, обрыв талевого каната или разрушение вышки. Если циркуляцию восстановить не удается, то метчик под натяжкой срывают. Аналогично описанному ведутся работы по соединению и извлечению оставшейся колонны при помощи коло­кола.

При сильном отклонении конца колонны от центра скважины ее отводят к центру посредством отводного ключа и лишь после этого спускают метчик или колокол. Когда даже после восстановления цирку­ляции не удается расхаживанием освободить колонну прибегают к неф­тяной ванне или принимают другие меры. Если все попытки освободить инструмент безрезультатны, то приступают к развинчиванию его по частям левым метчиком или колоколом на левых трубах. Иногда вместо отвинчивания по частям офрезерованную часть оставшегося инстру­мента вырезают при помощи наружной труборезки. При этом отрезан­ная часть извлекается из скважины вместе с труборезкой.

Основной инструмент для извлечения оставшихся в скважине деталей долот - магнитный фрезер, спускают в скважину на бурильных трубах. Не доходя до забоя 6-7 м, начинают промывку, вращая ротор на малой скорости. Дойдя до забоя, при небольшой осевой нагрузке фрезер собирает оставшиеся детали в центр забоя, коронка магнитного фрезера забуривается в породу, нижний полюс сближается с оставшимися на забое деталями и удерживает их. Затем промывка прекращается и начи­нается подъем бурильной колонны. Ни в коем случае не следует продолжительное время работать на оставшихся металлических деталях - это в большинстве случаев приводит к осложнению аварии. Маг­нитный фрезер используют также для ловли всевозможных мелких металлических предметов, упавших в скважину.

Ликвидация аварий с турбобурами. Аварии, вызванные срывами резьбы турбобура, ликвидируются довольно быстро калибром (в ка­честве калибра обычно используют переводник турбобура), навинчивае­мым на сорванную резьбу корпуса, либо специальными ловителями, захватывающими турбобур за контргайку пяты, или специальным мет­чиком, пропускаемым внутрь верхнего отверстия вала. Большие затруд­нения при турбинном бурении вызывает заклинивание долота. В данном случае отбивка долота вращением колонны бурильных труб при помощи ротора исключается, так как долото и колонна бурильных труб соеди­няются через подшипники турбобура и вращение бурильных труб приводит к вращению только корпуса турбобура.

Поэтому прежде чем отбить долото вращением, надо расклинить вал турбобура в корпусе. Для этою необходимо забросить в трубы мелкие металлические предметы. Забрасывание этих предметов следует произ­водить с прокачкой бурового раствора для того, чтобы гарантировать попадание мелких металлических предметов в турбину турбобура. При прокачивании бурового раствора и медленном вращении бурильной колонны ротором металлические предметы, попадая между верхними лопатками верхних ступеней турбины, разрушают эти лопатки, которые Попадают в следующие ступени и вызывают заклинивание статоров и роторов.

 

5. Оказание первой помощи при вывихе.

Билет №11

1. Перевод скважины на другой горизонты эксплуатации.

---

Дата добавления: 2018-05-09; просмотров: 783; Мы поможем в написании вашей работы!

Поделиться с друзьями:

---

---

Мы поможем в написании ваших работ!