Технология капитального и подземного ремонта нефтяных и газовых скважин

Работа начинается сразу с большой степенью аэрации (30-60). Давление на насосе поднимается от нуля до давления на воздушной линии, и затем приступают к бурению ствола без выхода циркуляции.

При этом могут наблюдаться следующие явления.

Пена, проникая в пласт, заполняет поровое пространство и в силу ее закупоривающей способности, степень поглощения значительно уменьшается; пласт начинает выдерживать повышенные давления, что способствует продавливанию столба жидкости, находящейся в заколонном пространстве.

2.В процессе бурения воздух постепенно проникает в заколонное пространство, и здесь происходит процесс аэрации жидкости. Вращение инструмента способствует турбулизации потока и ускоряет процесс получения в заколонном пространстве аэрированного раствора необходимой плотности. Действие этих двух факторов одновременно способствует быстрому восстановлению циркуляции. Концентрация ПАВ 0,5-1,0% обеспечивает получение стабильной пены.

После получения аэрированного раствора с требуемыми параметрами (степень аэрации и концентрации ПАВ) приступают к процессу вскрытия объекта с низким пластовым давлением.

Режим бурения:

осевая нагрузка на долото -- 3 ч- 4 т;

частота вращения долота -- 80 об./мин.;

подача жидкости насосом -- 8 л/с.

При бурении с применением пен необходимо обратить внимание на следующие моменты.

1. Наращивание инструмента

Устанавливается обратный клапан на верхнем конце бурильных труб. Перед наращиванием инструмента (во избежание выброса пены через трубы) подача воздуха прекращается, в трубы заливается 1--2 м³пенообразующего раствора с таким расчетом, чтобы пена, находящаяся над обратным клапаном в бурильной колонне, была вытеснена аэрированным раствором ниже его. Затем останавливают насос и открывают выкидную задвижку для проверки наличия воздуха над обратным клапаном. Если пена не движется через задвижку, она вытеснена под обратный клапан и он герметичен, можно приступить к наращиванию инструмента. Длительный выход пены из выкидной линии указывает на негерметичность обратного клапана. В этом случае необходимо продолжить закачку пенообразующего раствора; до прекращения обратного движения пены следует приступить к наращиванию инструмента и применять меры по устранению неисправности обратного клапаг на; в противном случае внезапный выброс пены через трубы при наращивании может привести к осложнениям. После проведения наращивания инструмента восстанавливают циркуляцию с одновременной подачей необходимого количества воздуха и продолжают бурение.

2. Подъем инструмента

После окончания бурения, перед подъемом инструмента для смены долота, в целях сохранения постоянного противодавления на стенки скважины необходимо закачать в трубы 3-4 м³ аэрированного раствора.

В случае перелива пены через трубы при их подъеме следует прекратить подъем труб, прокачать несколько кубических метров раствора, после чего продолжать подъем. В дальнейшем в процессе подъеме инструмента через каждые 300--400 м необходимо заполнять скважину путем закачки в трубы пенообразующего раствора в количестве, равном объему тела поднятых труб.

3. Геофизические исследования

В каждой скважине, восстанавливаемой методом зарезки и бурения второго ствола, производится комплекс геофизических исследований для определения глубины залегания, мощности вновь вскрываемых и продуктивных горизонтов, а также установления водоносных горизонтов. В открытом стволе проводится комплекс работ электрокаротажа и снятие инклинограммы второго ствола. Отбор керна боковым грунтоносом и замер каверномером не проводится из-за сложности использования существующей аппаратуры для условий второго ствола. После цементирования колонны или «хвостовика» элелктротермометром замеряют высоту подъема цементного раствора за колонной, а при необходимости проводят гамма-каротаж. Однако бывают случаи, когда проведение комплекса электрометрических работ затрудняется невозможностью пропуска во второй ствол скважины геофизической аппаратуры через вскрытое «окно». Это препятствует своевременному осуществлению электрометрических работ, приводит к значительному увеличению сроков заканчивания скважин, так как приходится многократно прорабатывать «окно» райберами. Кроме этого, увеличивается расход глинистого раствора и возникают осложнения в незакрепленном обсадной колонной стволе скважины.

Для беспрепятственного пропуска геофизической аппаратуры через осложненное «окно» во второй ствол применяется устройство для проводки измерительной аппаратуры в «окно» при зарезке скважин вторым стволом (Яшин А. С., Асриев Э. А., Брикер М. А.).

Устройство (рис. 11.13) состоит из шарообразного груза 1, со сквозным отверстием диаметром 20 мм, грибовидного стержня 2 с двумя отверстиями 3 и 4, ограничительной гайки 5 и муфты-переводника 6. Отверстие 3 служит для шплинтовки ограничительной гайки, а отверстие 4 -- для соединения грибовидного стержня с муфтой-переводником или каротажным грузом. Принцип действия данного устройства заключается в следующем.

К измерительной аппаратуре указанное устройство подсоединяют либо посредством муфты-переводника при спуске инклинометра, либо путем соединения каротажного груза непосредственно с грибовидным стержнем. При спуске в скважину аппаратура, дойдя до «окна», давит на шар, который благодаря свободному вращению вокруг грибовидного стержня перекатывается через препятствия и проваливается в «окно», увлекая измерительную аппаратуру. Данное устройство является универсальным и может быть применено для колонн любого диаметра.

Заканчивание скважин

После окончания бурения второго ствола и проведения электрометрических работ приступают к работам по разобщению пластов, сущность которых заключается в креплении стенок скважины обсадными трубами и последующем их цементировании для предохранения стенок скважины от обвалов и разобщения пластов друг от друга.

Заключительным этапом процесса восстановления скважины методом зарезки и бурения второго ствола является испытание эксплуатационной колонны на герметичность, перфорирование отверстий против продуктивного горизонта и вызов притока нефти или газа из пласта.

12. ЛОВИЛЫНЫЕ РАБОТЫ В ЭКСПЛУАТАЦИОННОЙ КОЛОННЕ

Ловильные работы, являясь наиболее трудоемким видом работ, выполняются при ликвидации падения, обрыва и прихвата НКТ и бурильных труб, труб со штангами, при извлечении глубинно-насосного подземного оборудования, канатов, каротажного кабеля, перфораторов и других предметов, оставленных в скважине.

Прежде чем начать работы, исправляют, если это необходимо, подъездные пути, подводят к скважине электроэнергию и водопровод, обследуют и, в случае надобности, ремонтируют устье скважины.

Вышка или мачта должна быть подвергнута тщательному осмотру. Если предстоят продолжительные и сложные ремонтные работы, то при наличии мачты ее необходимо заменить вышкой соответствующей грузоподъемности и подготовить рабочее место для установки оборудования. Особое внимание необходимо уделить талевой системе и особенно талевому канату. При выборе оборудования и инструмента необходимо учитывать характер предстоящих работ и возможность сложных и ответственных операций (отвинчивание внизу прихваченных труб, выполнение специфических ловильных и ремонтных работ, расхаживание колонны и др.).

Обследование скважины, подлежащей ремонту, зависит от вида намечаемых ремонтных работ. Если в скважине имеются аварийные насосно-компрессорные трубы, различное подземное оборудование или отдельные предметы, то для определения состояния верхнего конца аварийного объекта и его расположения относительно стенок эксплуатационной колонны применяют печати.

Глубину забоя и высоту пробки определяют точным замером спускаемых труб, а при необходимости вызывают партию по геофизическим работам,

При компрессорном способе эксплуатации скважин наиболее часто происходят аварии в виде прихвата одного или двух рядов труб песчаной пробкой или металлической окалиной, падения одного или двух рядов труб вследствие обрыва, нарушения резьбовых соединений и др.

Характерными авариями при глубинно-насосной эксплуатации являются прихваты труб с глубинным насосом и якорем песчаной пробкой; падение в скважину труб со штангами и насосом вследствие обрывов, срывов резьбовых соединений и т. д.

Ловильные и ремонтно-исправительные работы, проводимые для ликвидации перечисленных аварий, можно подразделить на следующие основные группы:

ликвидация прихвата труб, штанг и другого подземногооборудования;

ликвидация аварий, связанных с падением труб и штанг, с обрывом тартального каната, каротажного кабеля и пр.;

очистка скважины от посторонних предметов;

исправление и замена поврежденной части колонны и ремонт устья скважины.

Для успешного проведения этих работ и предотвращения возможных осложнений необходимо предусматривать тщательную подготовку скважины, наземного оборудования, рабочего места, уточнить характер и местонахождение извлекаемых предметов и подземного оборудования, а также самой эксплуатационной колонны, правильный подбор ловильного инструмента.

При подозрении на поломку бурильного инструмента или НКТ в скважине бурильщик обязан немедленно приступить к подъему труб.

Перед спуском ловильного инструмента в скважину составляют эскиз общей компоновки ловильного инструмента и ловильной части с указанием основных размеров.

Длина спускаемой бурильной колонны с ловильным инструментом должна подбираться с таким расчетом, чтобы ловильный инструмент крепился ротором, причем в плашках превентора должна находиться бурильная труба, соответствующая их размеру, а в роторе -- ведущая. При подъеме ловильного инструмента с извлекаемыми трубами развинчивание замковых соединений необходимо выполнить сначала машинными ключами, а затем вручную.

Совокупность условий, приводящих к успешному проведению любого вида ловильных работ, в основном сводится к следующему:

-- полноценная подготовка скважины и рабочего места к производству ловильных работ, а также правильный подбор соответствующего ловильного инструмента;

тщательная проверка и обследование состояния ловильных труб и положения отдельных предметов в скважине;

опыт и квалификация бригад, проводящих ловильные работы.

К ловильным инструментам относятся печати, труболовки, метчики, колоколы, ловители, яссы, райберы, фрезеры и др.

12.1 ПЕЧАТЬ

Обследование скважины перед проведением ловильных работ также выполняют при помощи печати; от получения отчетливого оттиска зависят правильный подбор ловильного инструмента и успешность последующих ремонтных работ. При недостаточно умелом обращении с печатью свинец может сильно смяться, дать неясный или двойной отпечаток, в результате чего потребуется повторный спуск печати или может сложиться неправильное представление о расположении извлекаемых предметов или о характере нарушений в колоне.

Пользуются плоскими и конусными печатями (рис. 12.1), которые состоят из стального корпуса, покрытого снизу и с боков свинцовой оболочкой толщиной до 8--10 мм. Корпус печати вверху имеет присоединительную резьбу к бурильным трубам.

Взамен печатей со свинцовой оболочкой иногда применяются печати типа АС, в которых свинец заменен дешевым сплавом, по своим свойствам не уступающим свинцу при обследовании скважин. Этот сплав состоит из 98% первичного алюминия и 2% сурьмы. Он хорошо куется, в меру тягуч и после неоднократного использования может снова переплавляться без изменения качества.

Конструкции печатей различны. Применяют плоскую, конусную, универсальную, объемную и другие печати.

Плоская печать предназначена для получения отпечатков

предмета, находящегося в скважине. Диаметр цилиндрической части свинцовой оболочки печати должен быть меньше внутреннего диаметра колонны на 10ч12 мм (рис. 12.1).

Конусная печать предназначена для получения отпечатков стенки эксплуатационной колонны, участков смятий, трещини т. д. Свинцовую оболочку этой печати изготавливают таким образом, чтобы диаметр широкой части был на 10 мм меньше внутреннего диаметра обследуемой колонны, а нижняя часть конуса на 50 мм меньше широкой части (рис. 12.1, а).

Универсальная печать ПУ-2 (рис. 12.2) в отличие от свинцовых имеет алюминиевую оболочку и состоит из корпуса 3, представляющего собой цилиндрическое тело, на верхнем конце которого имеется конусная резьба под переводник 9. На утолщенную часть корпуса снизу надевают сменные резиновый стакан 1 и алюминиевую оболочку 2. Стакан удерживается четырьмя винтами. К цилиндрической части корпуса приварена шпонка 4, а выше нарезана трапецеидальная резьба, в которую ввинчивается гайка 6. Зажимное устройство -- гайка и нажимная втулка 5; при вращении гайки 6 последняя толкает нажимную втулку и тем самым приводит ее в поступательное движение.

Для предотвращения самопроизвольного отвинчивания гайки б и освобождения алюминиевой оболочки предусмотрена контргайка 8 с шайбой 7. Сжимающая нагрузка, передаконструкций она позволяет получить

более четкое представление о характере повреждения колонны на всей площади соприкасающихся поверхностей резинового элемента 9 и обсадной колонны. В трубы 1, на которых спускают печать в скважину, нагнетают раствор. Проходя через отверстия «А», просверленные во внутренней трубе 5, раствор попадает под резиновый элемент 8, который плотно прижимается к внутренней стенке колонны. Давление доводят до 1,2 МПа, выдерживают 5 мин., а затем уменьшают до атмосферного и после этого печать поднимают на поверхность.

В Полтавском отделении Укр-НИГРИ была разработана объемная печать, которая показана на рис. 12.4. Она состоит из корпуса 1, переходника 2, винтов 3, втулок 4, стопорной плиты 5, эластичной прокладки 6, направляющей плиты 7 и стержней 8. Корпус представляет собой полую цилиндрическую деталь с замковой резьбой на одном конце и отверстиями и резьбой на другом конце, служащими для присоединения сменных переходников и плит с прокладками.

Из-за трудоемкости изготовления корпуса переходника предложено один корпус использовать для печатей нескольких размеров. Для этого между корпусом и направляющими плитами 7 устанавливают переходник 2, благодаря чему обеспечивается плавный переход от корпуса к печати.

Для изготовления печатей в малых количествах корпус может быть выполнен заодно с переходником. Благодаря втулкам между переходником и стопорной плитой создается зазор, необходимый для выхода стержней во время снятия оттиска, а также возможно крепление плит не по их периферийной части. Для получения отпечатков контуров предметов, находящихся в скважине, используются стержни, которыми оснащают всю торцовую поверхность плит. Стопорная плита 5 и направляющая плита 7 служат для направления движения стержней строго по вертикали. Эти плиты являются самыми ответственными и трудоемкими деталями. Предусмотрено оснащение плит стержнями диаметром 5 мм. Под них сверлят отверстия диаметром 5,3 мм с расстояниями между центрами 10 мм. Перед сверлением отверстий под стержни делают разметку под крепежные болты (Зч4 шт.).

Плиты соединяют болтами, на верхнюю плиту приклеивают миллиметровую бумагу, с промежутками в 10 мм сверлят отверстия. Между плитами размещают эластичную прокладку из резины или прорезиненного ремня. Эластичная резиновая прокладка удерживает стержни от перемещения при отсутствии механического воздействия. Стержни перемещаются при приложении к ним части веса бурильной колонны в 2 т (20 кН).

Подготовка печати к работе заключается в следующем. В соответствии с диаметром скважины подбирают узлы печати: корпус, переходник, винты, втулки, стопорную и направляющую плиты, прокладку и стержни. Все детали соединяют, как показано на рис. 12.4. Стержни выходят на 30 мм ниже направляющей плиты. Подготовленную к спуску печать соединяют с бурильной колонной после чего проверяют состояние стержней -- не переместились ли они при креплении печати к колонне труб. Печать спускают с небольшой скоростью, чтобы избежать столкновения ее с уступами в скважине. При соприкосновении с предметом, прилагая нагрузку 2 т (20 кН), печать поднимают. Стержни по линии контакта перемещаются в плитах в соответствии с формой предмета.

Рис. 12.2. Универсальная печать ПУ-2:

1-резиновый стакан; 2-алюминевая оболочка; 3-корпус; 4-шпонка; 5-нажимная втулка; 6-гайка; 7-шайба; 8-контрогайка; 9-переводник.

Рис. 12.3. Гидравлическая печать ПГ-146-1:

1-4-подвеска печати;

5-труба с отверстиями;

6-10-детали печати

Рис.12.4. Объёмная печать для определения контуров предметов, находящихся в скважине.

12.2 ТРУБОЛОВКА

Наиболее характерным и часто встречающимся видом ловильных работ является извлечение из скважин прихваченных (оборвавшихся) насосно-компрессорных труб. Для ликвидации прихвата насосно-компрессорных труб применяются различные методы в зависимости от характера прихвата, высоты и плотности песчаной пробки или осаждения сальника из металлической окалины, образующейся в результате коррозии в компрессорных скважинах. Трубы второго ряда настолько прочно сидят в трубах первого ряда, что извлечь или расходить их обычным способом не представляется возможным. Такие аварии очень опасны. В случае неправильного проведения работ по ликвидации прихвата осложнение может еще более усугубиться, особенно при попытках отвинчивания труб второго ряда, что совершенно недопустимо, так как при этом пробка часто проваливается, и оставшиеся нижние трубы при падении ударяются о переводник первого ряда, в результате чего происходит обрыв и падение двух рядов труб.

В таких случаях для освобождения труб вначале делают попытку продавить пробку при помощи агрегата или пропустить вниз трубы второго ряда, чтобы пробка или металлический сальник разрушились при опускании труб.

Если попытки пропускания вниз труб второго ряда оказываются неудачными, то, предварительно убедившись, что трубы первого ряда не прихвачены в эксплуатационной колонне, приступают к совместному извлечению двух рядов прихваченных труб.

Для проверки отсутствия прихвата труб первого ряда в затрубное пространство закачивают воду и наблюдают за поглощением жидкости. Если наблюдается поглощение жидкости или циркуляция восстанавливается, это показывает, что первый ряд труб не прихвачен.

Труболовки предназначены для ловли НКТ. Их выпускают с резьбой правого и левого направления. Труболовки с резьбой правого направления служат для извлечения колонны захваченных труб целиком, а с резьбой левого направления -- для извлечения труб по частям путем их отвинчивания.

Труболовки внутренние захватывают трубы за их внутреннюю поверхность, а наружные -- за наружную поверхность или муфту.

Труболовки внутренние и наружные подразделяют на неосвобождающиеся и освобождающиеся.

Внутренние труболовки неосвобождающиеся имеют только механизм захвата плашечного типа, а освобождающиеся имеют механизм фиксации плашек в освобожденном состоянии. Освобождение труболовки с плашечно-клиновидным захватным механизмом осуществляется путем резкого спуска колонны труб, что приводит к утапливанию плашек и фиксации их в этом положении. При использовании освобождающихся труболовок (или других инструментов) с плашечным захватным механизмом надо очень осторожно выбирать величину растягивающих усилий. Ниже приводятся оптимальные значения этих усилий, которые обеспечивают надежное сцепление плашек с поверхностью трубы для успешного отвинчивания.



Растягивающая нагрузка, т	20-5-30	50 + 60	70+80	100	100-М 20
Условный диаметр НКТ, мм	60	73	89	102	114

Рис. 12.5. Труболовка ТВМ-1 внутренняя освобождающаяся механического действия.

Внутренние освобождающиеся труболовки выпускаются с гидравлическим (ТВГ) и механическим (ТВМ) принципами освобождения. Труболовка ТВМ-1 (рис. 12.5) состоит из механизмов захвата и фиксации плашек в освобожденном положении. Механизм захвата в нижней части труболовки изготавливают в двух видах: одноплашечный (ТВМ 60-1) и шестиплашечный (ТВМ 73-1, ТВМ 79-1, ТВМ 102-1, ТВМ 114-1). В конструкции с одной плашкой механизм захвата состоит из стержня с гребенчатой насечкой и плашки, а конструкция с шестью плашками -- из стержня, плашко держателя, плашек и наконечника. Стержень шестиплашечного механизма захвата имеет шесть наклонных плоскостей, расположенных в два яруса и смещенных относительно друг друга на 60°.

Посередине каждой плоскости предусмотрены продольные выступы с профилем сечения типа «ласточкин хвост», по которым в вертикальном направлении синхронно перемещаются плашки 8 с плашкодержателем 7. Перемещение плашек ограничивается в верхнем положении упором их в заплечик стержня, а в нижнем -- упором в торец наконечника 9. В одноплашечном механизме захвата функцию противоположной плашки выполняет гребенчатая насечка на поверхности труболовки, а роль плашкодержателя -- поводок, ввинченный в верхний торец плашки и удерживающий плашку после освобождения. Механизм освобождения состоит из корпуса 3, фиксатора 4, плашкодержателя 7 и тормозного башмака 6 фиксатор имеет наружную трапецеидальную резьбу и два паза прямоугольного сечения, при помощи которых он может перемещаться вдоль шпонок, закрепленных на стенке 2.

При этом фиксатор может ввинчиваться в корпус и вывинчиваться из него полностью до упора в бурт стержня, удерживая плашки в зафиксированном положении. Корпус представляет собой полый цилиндр, на верхнем конце которого нарезана трапецеидальная резьба для присоединения фиксатора и крышки, а на нижнем -- цилиндрическая резьба для соединения с ниппелем 5 и тормозным башмаком с радиальными зубьями на торце. На верхний конец корпуса навинчивают муфту 1.

Рис. 12.6. Труболовка ТВМ 114-2 внутренняя освобождающая

Труболовка ТВМ 114-2 (рис. 12.6) состоит из механизмов захвата освобождения. Основная деталь механизма захвата -- стержень верхний 1, имеющий шесть плоскостей, скошенных под утлом 7° и расположенных в два яруса. В каждом ярусе предусмотрены три плоскости, оси симметрии скошенных плоскостей нижнего яруса смещены относительно соответствующих осей верхнего на 60°. Посередине каждой плоскости сделаны продольные выступы с профилем сечения типа «ласточкин хвост», по которым перемещаются плашки 3. Каждая плашка имеет с передней стороны кольцевые нарезы пи- внутренняя лообразного профиля, предназначенные для освобождающаяся захвата ловимых труб, а с задней -- скошенную плоскость и паз с профилем сечения, действия соответствующим выступу стержня, благодаря чему плашка может перемещаться вдоль стержня. Плашки надеваются на продольные выступы стержня вместе с плашкодержателем 2, представляющим собой тонкостенный цилиндр с шестью окнами для плашек. Ход плашек ограничивается в верхнем положении упором в заплечик стержня, а в нижнем (для нижнего яруса) -- упором в торец упорной гайки 4, которая навинчивается на нижний конец стержня 3 при помощи специального ключа.

Детали механизма освобождения: стержень нижний, фиксатор, ограничитель фиксатора, направляющая фиксатора, тормоз и упорные подшипники.

Стержень нижний при помощи левой конической резьбы соединяется со стержнем верхним, а при помощи трапецеи дальнойрезьбы -- с корпусом фиксатора 6, причем во избежание затягивания резьбы во время свинчивания кулачок, предусмотренный на нижнем торце корпуса фиксатора, упирается в плоскость головки ограничителя фиксатора 9, закрепленного на нижнем стержне.

На боковой поверхности корпуса фиксатора закреплены при помощи винтов 8 две скользящие шпонки 7, которые входят в пазы направляющей фиксатора 11 и при отвинчивании его от стержня в процессе освобождения труболовки могут перемещаться вдоль пазов, не выходя полностью из них.

С нижним концом направляющей фиксатора соединен узел тормоза труболовки, который состоит из пружинодержателя 12, четырех плоских пружин 13 и кольца 15 с винтами 14.

Пружины расположены в пазах на боковой поверхности пружинодержателя. Нижние концы пружин закреплены винтами, завинчиваемыми в стенки пружинодержателя через отверстия в кольце. Кольцо надевается снизу на пружинодержатель и крепится на нем при помощи дополнительных четырех винтов.

Вращение механизма освобождения труболовки облегчает ся благодаря наличию упорного шарикоподшипника 10. Наконечник 16 соединяется с нижним стержнем при помощи левой резьбы и стопорится винтами 17.

1-замок муфты; 2-корпус; 3-плашка; 4-обойма; 5- пружина; 6-направляющая головка

Ловильные работы труболовкой проводят в следующей последовательности. После проверки работы механизмов захвата и освобождения труболовку спускают на бурильных трубах без вращения во избежание срабатывания механизма фиксации плашек в освобожденном положении. За 30 метром до верхнего конца аварийных труб восстанавливают циркуляцию и при прокачке жидкости спускают труболовку до верхнего конца аварийных труб. Контролируя показания индикатора веса, медленно вводят труболовку внутрь аварийных труб и фиксируют момент посадки инструмента. Расхаживанием в пределах грузоподъемности труболовки поднимают захваченные трубы.

В случае, если колонну труб поднять невозможно, ее отворачивают вращением ротора против часовой стрелки для левой труболовки, но по часовой стрелке -- для правой.

Труболовка для ловли НКТ (Румыния)

Труболовки румынского производства, применяемые в РФ, освобождающиеся, выпускаются для ловли НКТ диаметром 60,3 мм; 73 мм; 88,9 мм; 101,6 мм и 114,3 мм.

Труболовка (рис. 12.7) состоит из корпуса 2, на котором монтируются плашки 3 с зубьями; на корпусе имеется обойма 4, на которой крепятся пружины 5. На наружной головке труболовки имеется направляющая головка 6, закрепленная в корпусе труболовки предохранительным винтом.

В верхней части корпуса 2 имеется специальный замок 1, обеспечивающий присоединение труболовки к колонне труб.



1-замок муфты; 2-корпус; 3-плашка; 4-обойма; 5- пружина; 6-направляющая головка

Перед спуском труболовки в скважину проверяют ее работу. По достижении верхней части аварийных труб восстанавливают циркуляцию и вводят труболовку в аварийные трубы, наблюдая за повышением давления на насосе и снижением веса по ГИВ. После того, как труболовка зайдет в НКТ, пружины будут соприкасаться с внутренними стенками труб. Обойма с плашками имеет тенденцию к остановке из-за трения пружин 5 о внутреннюю поверхность труб, и затем осуществляются ловильные работы. Таким образом, плашки находятся в верхней части корпуса и позволяют провести их зарядку при помощи вращения и вытягивания. Колонну вращают на 1/2 оборота влево. При перемещении труболовки вверх плашки скользят по наклонной поверхности корпуса и крепятся к внутренней стенке трубы.

Захваченные труболовкой НКТ вытягивают с усилием, не превышающим рабочую нагрузку, указанную в табл. 12.1.

Труболовка наружная типа М-1 (Румыния)

Труболовка наружная типа М-1 (рис. 12.8) состоит из патрубка 1, имеющего в верхней части присоединительную резьбу для наворота на бурильные трубы, а в нижней части резьбу для соединения с корпусом 14. В нижней части корпуса имеется резьба, в которую ввинчивается муфта 15, внутри которой имеются прокладка 16 и протектор 17.

В нижнюю часть муфты ввинчивается башмак 18. Внутри корпуса устанавливаются плашка 13 и распорка 10, которые закреплены муфтой 8. Внутри муфты устанавливается пружина 7. Муфта 8 крепится к втулке 3 двумя винтами 6. На наружной части втулки 3 имеется пускатель 4 с канавками. Напротив канавок имеются два штифта 5. При вращении канавки пускателя доходят до штифта.

Таким образом, плашки, связанные с муфтой, на которой имеются штифты, могут находиться на конусной стороне корпуса, что и обеспечивает ловлю труб.

Собирается труболовка следующим образом: в корпус вводится плашка 13, которая предварительно собирается с кольцом 12 и заклепкой И. Внутрь плашки вводится распорка 10, которая ввинчивается в муфту 8 и стопорится винтом 9, после чего плашки крепятся к муфте. Внутри муфты устанавливаются пружина 7 и втулка 3, которые крепятся к муфте винтом 6. Штифт 5 устанавливается в муфте и вводится пускатель 4. Втулка 5 ввинчивается в патрубок 1, затем стопорится винтом 2. Патрубок 1 ввинчивается в корпус 14.

Перед спуском в скважину труболовку проверяют и смазывают. Перед тем, как накрыть аварийные НКТ, осторожно допускают труболовку и, контролируя по ГИВ «посадку», применяют усилие на труболовку с тем, чтобы верхняя часть ава рийных НКТ вошла внутрь труболовки и нажала на распорку. При этом штифты входят в канавку, а плашки скользят на конусную часть труболовки и захватывают трубу.

Таблица 12.1

Техническая характеристика труболовок (внутренних) румынского производства

Наружный диаметр захватываемых НКТ, мм	Наружный диаметр замка муфты, мм	Предел ловли НКТ с внутренними диаметрами, мм	Максимальная нагрузка, кН
60,3	79,4	48…56	200
73,0	95,2	59…66	400
88,9	108	72…81	700
101 6	108	81…91	900
114,3	139,7	93…105	1100

Если трубы не извлекаются, снова применяется усилие на труболовку; плашки при этом вытягиваются вверх и труболовка освобождается. В табл. 12.2 приведены основные характеристики труболовки типа М-1.

12.3 МЕТЧИКИ

Метчики предназначены для ловли и извлечения из скважины бурильных труб.

Метчики делят на универсальные и специальные.

Метчики бурильные универсальные (рис. 12.9) МБУ применяют для захвата извлекаемой колонны ввинчиванием в тело трубы.

Метчики специальные (замковые) МСЗ (рис. 12.10) используют для захвата трубы ввинчиванием в замковую резьбу.

Метчики каждого типа изготавливают в зависимости от назначения с правой и левой резьбой. Метчики с правой резьбой применяют для извлечения оставшейся колонны труб целиком, а метчики с левой резьбой для отвинчивания и извлечения колонны по частям. Метчики обычно применяют в тех случаях, когда в ходе ликвидации аварии требуются большие крутящие моменты и расхаживание бурильной колонны.

Рис. 12.9 Метчик бурильный универсальный МБУ.

Рис. 12.10. Метчик специальный замковый МСЗ

Таблица 12.2

Основные характеристики труболовки наружной № 1

Наружный диаметр, мм	Внутренний диаметр плашек, мм	Размер захватываемых НКТ, дюйм	Максимальная нагрузка, кН
92	43	СН 1,66	200
	47	СН 1,66
	49	СН 1,9
	54	С1 1,9
	56	МН 1,9
	57	МН 1,9 и М1 1,66
	61	СН 2 3/8
	64	М1 1,9
115	49	СН 1,9	300
	54	С1 1,9
	56	МН 1,9
	61	СН 2 3/8
	64	М1 1,9
	67	С1 2 3/8 и
	74	СН 2 7/8 и МН 2 3/8
	79	С1 2 7/8 и М1 2 3/8
126	61	СН 2 3/8	440
	66,5	С1 2 3/8
	74	СН 2 7/8 и МН 2 3/8
	79	С1 2 7/8 и М1 2 3/8
	90,5	СН 3 1/2 и МН 2 7/8
	94	М1 2 7/8
140	90	3 1/2 ИФ	500
	96	2 7/8 Рег
	109	4

Порядок проведения ловильных работ метчиком следующий. Не доходя 3ч5 м до верха аварийных труб, восстанавливают циркуляцию промывочной жидкости, уточняют вес колонны по ГИВ, давление на насосе, а также температуру выходящей на устье промывочной жидкости. При допуске бурильных труб с метчиком к аварийным трубам и заходе его внутрь давление на насосе увеличивается и снижается вес колонны. Медленным вращением ротора (на два-три оборота) с нагрузкой 10ч20 кН закрепляют метчик. Рост давления вначале и последующее снижение его до величины больше первоначальной указывают на циркуляцию жидкости через долото. После этого метчик докрепляют до «отдачи» с нагрузкой 20ч30 кН.

Метчики-коронки МК-46, МК-57 и МК-76 (рис. 12.11) применяют для извлечения оставшихся в скважине коронок и колонковых труб с одновременным разрушением находящегося в них керна.

Техническая характеристика метчиков-коронок МК

Тип (марка)	МК-46	МК-57	МК-76
Наружный диаметр, мм: корпуса метчика коронки	44 28	57 38,5	73 55
Внутренний диаметр коронки, мм	12	18,5	27
Диаметр присоединительной резьбы колонковой трубе (ниппельное соединение), мм	44	57	73
Длина метчика с коронкой, мм	165,5	190	200
Масса, кг	1,45	2,85	4,60

Рис. 12.11. Метчик-коронка МК:

1-метчик;

2-твердосплавная коронка

Метчик-коронку спускают в скважину с колонковой трубой на бурильной колонне. Последние 30--40 см до места аварии бурильную колонну спускают с вращением и подачей промывочной жидкости. Работа с метчиком-коронкой проводится с минимальной частотой вращения (на первой скорости бурового станка), с осевой нагрузкой не более 3000--3500 Н и расходом промывочной жидкости 20--30 л/мин. При этом рекомендуется обращать внимание на характер вращения снаряда: при прекращении углубления и появлении признаков прихвата следует остановить вращение и поднять буровой снаряд.

12.4 КОЛОКОЛА ЛОВИЛЬНЫЕ

Ловильные колокола предназначаются для ловли оставшейся в скважине колонны труб за конец трубы (целой или сломанной).

Колокола изготавливают с резьбой типа К и КС, а также гладкие.Колокола ловильные типа К предназначены для извлечения оставшейся в скважине колонны бурильных труб или НКТ с захватом их посредством навинчивания по наружной поверхности. Колокола изготавливают по ОСТ 26-02-1275-75 (рис. 12.12). В верхней части колокола нарезается резьба замковой муфты по ГОСТ 5286-75, в нижней части -- внутренняя ловильная резьба, а снаружи -- трубная резьба для соединения с направляющей воронкой. Ловильную резьбу цементируют на глубину 0,8ч1,2 мм с последующей закалкой и отпуском до твердости НРС = 56ч62. Колокола изготавливают как с пра выми резьбами и канавками, так и с левыми из стали марки 20Х, которую можно заменять сталью другой марки, но не ухудшающей качество колокола. Ловильные работы колоколом не отличаются от работ метчиком.



Рис. 12.12. Колокол ловильный резьбовой

Колокол КС -- кованый стальной патрубок специальной формы. На его внутреннем верхнем конце нарезана резьба муфты замка для соединения с колонной бурильных труб. Внутри нижней половины патрубка нарезана ловильная резьба специального профиля, отличающаяся от профиля резьбы НКТ углом при вершине ниток резьбы (8ч10 ниток на 25 мм резьбы, конусность 1:16). Для выхода стружки на внутренней поверхности колокола сделано 4ч5 продольных канавок.

Конструкция колокола типа КС допускает пропуск через него сломанной трубы. Ловильные работы колоколом типа КС производятся аналогично таким же работам колоколом типа К.



Таблица 12.3

Основные размеры наиболее распространенных колоколов для извлечения бурильных колонн с захватом за трубу или замок (см. рис. 12.13).

Размеры, мм	Извлекаемые предметы
	замок	бурильные трубы условного диаметра, мм
	ЗН-95	ЗН-108	ЗШ-146	ЗШ-178	60	73	89	114	127	140
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11
d	95	108	146	178	80	108	108	146	178	197
d1	86	100	146	172	54	67	84	109	122	135
d2	97	ПО	148	182	62	75	92	117	130	143
d3	102	116	154	188	56	82	100	125	138	149
d3	118	136	180	212	86	108	135	152	175	197
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11
d5	45	58	80	101	36	54	54	80	95	85--95
l	470	430	340	430	430	340	340	340	340	340
l1	130	130	150	175	120	160	130	150	156	156
L	750	730	670	800	600	620	630	650	650	650

Колокола гладкие

Рис. 12.13. Колокол ловильный гладкий (табл. 12.3)

Для извлечения труб всех видов и размеров, а также их соединений и других предметов, имеющих круглое сечение, с захватом за верхнюю часть применяют гладкий колокол (рис. 12.13). Гладкий колокол представляет собой колокол с внутренней конической поверхностью от 0°30' до 5°, но без ловильной резьбы.

Величину конусности выбирают в зависимости от твердости поверхности извлекаемого предмета на участке захвата колоколом: чем тверже поверхность, тем меньше угол конусности.

Ловильные работы колоколом гладким проводят следующим образом. Колокол спускают в скважину на бурильных трубах и останавливают на расстоянии 3^-5 м до верха аварийных труб. После восстановления циркуляции промывочной жидкости колокол допускают и заводят в него извлекаемые трубы, о чем говорит рост давления на насосе, после чего нагружают извлекаемые трубы нагрузкой 10 кН и поворачивают бурильную колонну на 15-^20 оборотов. Затем плавно нагружают гладкйй колокол с силой 300+500 кН, но не превышая нагрузок, при которых может произойти разрыв тела колокола.

12.5 ЛОВИТЕЛЬ ДЛЯ ЛОВЛИ ТРУБ В СКВАЖИНЕ

Ловитель (рис. 12.14) состоит из корпуса, двух плашек с левой винтовой резьбой (нарезкой), удерживаемых от проворачивания шпонками, приваренными к корпусу. Над плашками расположены кольцо, резиновая манжета, нажимная втулка и спиральная пружина, поджимаемая переводником. На нижнем конце корпуса ловителя имеется резьба под направляющую воронку.

В свободном состоянии клинья занимают положение в нижней части корпуса ловителя, вследствие чего проход в клиньях имеет минимальный размер. Аварийные трубы, входя внутрь корпуса ловителя, своим торцом упираются в коническую фаску в нижней части клиньев, раздвигают их и проходят дальше. При небольшой натяжке инструмента клинья проскальзывают по конусу корпуса и захватывают боковую поверхность аварийной трубы.

Ловитель можно изготовить в условиях механической мастерской при наличии трубонарезных станков.

На рис. 12.15 изображен ловитель для ловли НКТ, срезанных по телу (без муфты) диаметром 89 мм. Корпус ловителя изготавливают из стали 50. Клинья -- из стали 20 с закалкой и отпуском. Размеры клиньев показаны на рис. 12.16.

Резьба на клиньях -- шаг 3 упорная.

Изготовленную на токарном станке деталь клиньев (рис. 12.16), прежде чем ее разрезать для получения двух клиньев, подвергают закалке, а затем разрезают. В верхней части корпуса ловителя вворачивается обсадная труба диаметром 114 мм длиной 3 ч- 4 м, в верхней части которой ввернут переводник

Рис. 12.14. Ловитель с промывкой

1-переводник; 2-пружина; 3-корпус; 4-нажимная втулка; 5-манжета; 6-кольцо; 7-плашки; 8-шпонки.

Рис. 12.16. Клин ловителя

Рис. 12.15. Ловитель:

1-корпус; 2-плашки;

3-переводник под инструмент; 4-воронка.

бурильные трубы. Обсадную трубу применяют с целью захода в нее большей части аварийных труб.

Ловители ЛОМ-50 и ЛОГ-50 (рис. 12.16_га и 12.16,6) предназначены для извлечения из скважины оборванных бурильных труб независимо от твердости их материала. Эти инструменты обеспечивают быстрый и надежный захват оставшейся колонны без вращения и нагрузки на колонну с промывкой через аварийный инструмент, освобождение ловителя в скважине от аварийной колонны, захват аварийного инструмента любой массы. Ловители позволяют захватывать бурильные трубы, изношенные до диаметра 48 мм, муфты и замковые соединения, изношенные до диаметра 58 мм. Техническая характеристика ловителей приведена ниже.

Техническая характеристика ловителей

Тип (марка) ЛОМ-50 ЛОГ-50

Диаметр, мм 110 90

Диаметр воронок, мм 110; 130 90; 110; 130; 150

Длина ловителя, мм 2735 1800

Диаметр извлекаемых бурильных труб, мм 50 50

Диаметр извлекаемых замковых соединений, мм 65 65

Масса, кг 66 43



Рис. 12.16. а Ловитель ЛОМ-50:

1-колонна труб; 2-переходник; 3-нипель; 4-подшипниковый узел; 5-труба оборванная; 6- труба приемная; 7- корпус; 8-пружина; 9-плашка; 10-корпус плашки; 11-резиновая манжета; 12-центратор; 13-воронка или коронка.

Ловильные гладкие и граненые пики предназначены для ликвидации аварий с бурильными и колонковыми (малых диаметров) трубами. Гладкие пики применяют при извлечении всей колонны труб или ее частей, предварительно отрезанных; с помощью граненых пик (рис. 12.17,а) развинчивают колонну труб с последующим подъемом отвернутых частей на поверхность. Техническая характеристика ловильных пик для ССК приведена ниже.

Техническая характеристика ловильных пик для ССК

Тип (марка) ССК-59 ССК-76

Внутренний диаметр

извлекаемых труб, мм 42--48 52--64

Максимально допустимое

усилие задавливания, кН 100 100

Наружный диаметр, мм 49 65

Диаметр присоединительной

внутренней резьбы (правой

или левой), мм 42 50

Длина, мм 500 525

Масса, кг 4……………..7

Рис. 12.16. б Ловитель ЛОГ-50:

1-колонна труб; 2-переходник; 3-фиксатор; 4-шток; 5-пружина; 6- цанга; 7- корпус; 8-пружина; 9-сердечник; 10- труба оборванная; 11-труба; 12-цанга; 13- резиновая манжета; 14-фрезер; 15-воронка или труба кольцевого фреза.

Для ликвидации аварий при бурении скважин комплексом КССК-76 используется комплект ловильного инструмента КЛИН-76. Он включает десять метчиков двух типоразмеров, метчик-коронку, труборез-труболовку и запасные части.

Овершот ОЭ2 предназначен для извлечения из скважины неприхваченных НКТ. Он состоит из цилиндрического корпуса, внутри которого помещается кольцо с тремя пружинами.

12.6 ЕРШИ И УДОЧКИ

Обрыв каната или перфораторного кабеля случается довольно часто, Канат или кабель может уплотниться в скважине, образуя сплошную пробкообразную массу, для извлечения которой требуются сложные и продолжительные ловильные работы. Оставшийся в скважине канат или перфораторный кабель извлекают специальными крючками, ершами и удочками различных конструкций. Этот инструмент во время ловли трамбует тупым концом извлекаемый канат или кабель, в результате чего образуется плотный сальник, осложняющий процесс ловли. Поэтому на практике часто применяют однорогие крючки с ограничителем.



Рис. 12.17. а. Пика ловильная граненная для ССК

Наиболее удобной является специальная удочка, представляющая собой комбинацию удочки и ерша диаметром 50 мм и длиной 5 м. Нижний конец удочки заострен, благодаря чему она свободно проникает внутрь витков оборванного кабеля или каната, зацепляет их своими шипами и извлекает на поверхность. Шипы и крючки, расположенные в шахматном порядке, приварены по всей длине стержня, причем в верхней части они выступают больше, чем в нижней. Особенно важное значение имеет первый спуск инструмента, который должен пройти через витки каната или кабеля. Удочки используют для извлечения из скважины каната диаметром не менее 19 мм и кабеля диаметром не менее 22 мм.

Ерш служит для ловли оставшегося в скважине каротажного кабеля. На рис. 12.17, б и 12.18 показаны самые простые конструкции ерша -- на металлический стержень наварены крючки в шахматном порядке и в верхней части его воронка, расположенная на 30 см выше крючков. Воронка центрирует ерш и заставляет вылавливаемый кабель спускаться. Воронка препятствует

прохождению ерша ниже местонахождения вылавли-

ваемого предмета, что, в свою очередь, предупреждает возникновение осложнения вследствие захвата инструмента кабелем. Воронка должна иметь несколько отверстий для прохождения промывочной жидкости. Диаметр стержня ерша должен быть не менее 35 мм, а диаметр воронки на 50 мм меньше диаметра скважины. Длина ерша должна быть 1,5ч2 м. В процессе работы на ерш передают нагрузку 10ч20 кН.

Рис. 17.б. Ерш:

1-крючок; 2-стержень; 3- воронка; 4-корпус с резьюой под бурильные трубы

Затем приподнимают инструмент, поворачивают на 1/2ч1/3 оборота и вновь опускают. Эту операцию выполняют несколько раз.

12.7 ЯСС МЕХАНИЧЕСКИЙ

Механический ясс предназначен для ликвидации заклиниваний долот и элементов бурильной колонны небольшой длины ударами вверх. На рис. 12.19 изображен ясс механический ЯМ-127, принцип работы которого основан на использовании потенциальной энергии растянутой бурильной колонны после рассоединения конусной пары. Не прихваченную часть бурильной колонны отсоединяют от прихваченной и извлекают на поверхность. В скважину спускают компоновку, состоящую из ловильного инструмента (если нижний переводник ясса не обеспечивает соединения) -- собственно ясса, УБТ длиной 25ч50 м и бурильных труб. Бурильную колонну вращают, одновременно снижая нагрузку на нее на 30ч40 кН, в результате конусная поверхность штока заклинивается в конусной поверхности (конусность 1°) нижнего переводника.

Затем колонну соединяют с извлекаемыми трубами и продолжают уменьшать нагрузку до выбранного значения.

Силу удара регулируют в широком диапазоне увеличением нагрузки при заряде устройства в скважине. Можно получить силу удара 100ч500 кН. При этом надо иметь в виду, что конусная пара рассоединяется при силе меньшей нагрузки на 30ч70 кН. При последующем натяжении конусная пара рассоединяется и ударник бьет по торцу упора. Число ударов доводится до 50ч70. Ясс механический ЯМ-127 имеет следующую техническую характеристику: наружный диаметр -- 127 мм; длина ясса -- 1500ч2000 мм; сила удара 100ч5000 кН; масса ясса 105ч145 кг.

Рис. 12.19. Ясс механический

ЯМ-127:

1-бурильная колонна;

2-упор; 3-шток; 4-кор-

пус; 5-ограничитель;

6-конус штока; 7-ко

нус переводника;

8-переводник

Механические яссы румынского производства

Яссы механические румынского производства с наружными диаметрами 95 и 108 мм предназначены для ликвидации заклиниваний инструмента в эксплуатационных колоннах при производстве ремонтных работ. Ясс (рис. 12.20)

состоит из шпинделя 1, корпуса 2, кольца 3, уплотнительных прокладок 4, гайки 5 и колец 6 и 7. На корпусе имеются два противоположных окна, где расположены по четыре трапецеидальных зуба на левой стороне, если ясс с правым направлением или на правой, если ясс с левым направлением. На верхней части корпуса имеется муфта с замковой резьбой под бурильные трубы. В нижней части шпинделя 1 имеется резьбовая пробка.

Рис. 12.20. Ясс механический (Румыния): 1-шпиндель; 2-корпус; 3-кольцо; 4-уплотнительная прокладка; 5-гайка; 6 и 7- кольца.

В верхней части шпинделя установлены прокладки 4 между колец 6 и 7, которые поджимаются гайкой 5. Прокладки предназначены для обеспечения герметичности между шпинделем и корпусом в случае промывки через бурильные трубы.

При работе яссом последний спускают на бурильных трубах в скважину и соединяют с аварийными трубами. Для получения ударов вверх проводят следующие операции: колонну бурильных труб с яссом разгружают и затем вращают налево или направо в зависимости от направления резьб колонны бурильных труб, постоянно сохраняя момент кручения, необходимый для зацепления зубьев в окнах с зубьями на плечах шпинделя. Момент кручения влияет в таком же направлении на интенсивность удара. Колонну бурильных труб медленно поднимают, сохраняя момент кручения. В это время зубья в окнах зацепляются с зубьями шпинделя, в результате чего происходит увеличение усилия натяга до того значения, при котором надо произвести удар.

Из всех видов ловильных инструментов широко применяют инструменты с плашечно-клиновидными захватными приспособлениями, при работе с которыми необходимо правильно выбрать растягивающие усилия для обеспечения надежного сцепления плашек с поверхностью тела трубы для успешного ее отвинчивания (табл. 12.4).

При отвинчивании аварийных НКТ с усилиями меньшими, чем указаны в табл. 12.4, может произойти скольжение плашек труболовки, и процесс отвинчивания труб окажется безуспешным.

В случае невозможности отвинчивания аварийных труб ловильный инструмент освобождают резким его спуском

(стра-гиванием), в результате чего плашки утапливаются, а затем фиксируются в положении для исключения перемещения их вниз по корпусу ловильного инструмента. Из заклиненного состояния плашки выводятся путем передачи части веса бурильной колонны, т. е. страгивающей нагрузки Р_стр на ловильный инструмент.

Соотношение страгивающей Р_стр и растягивающей Р_раст

При ловильных работах с помощью освобождающихся труболовок с плашечно-клиновидными захватами необходимо учитывать коэффициент освобождения применяемого инструмента для определения максимально допускаемого растягивающего усилия, передаваемого непосредственно на ловильный инструмент.

При этом допускаемая растягивающая нагрузка, определяемая по коэффициенту т, не должна превышать допускаемую грузоподъемную силу ловильного инструмента. Учитывая возможные погрешности при определении величины и соотношения страгивающих и растягивающих нагрузок при ловильных работах, а также во избежание неосвобождения ловильного инструмента от захвата для практического использования рекомендован m = 0,25.

Таблица 12.4

Оптимальные растягивающие нагрузки на ловильный инструмент

Показатель	Условный диаметр НКТ, мм
	48	60	73	89	102	114
Оптимальная растягивающая нагрузка на ловильный инструмент, кН	15--20	20--30	50--60	70--80	100	100-120

Пример. Для ликвидации аварии с НКТ диаметром 73 мм, верхняя часть которых находится на глубине 655 м, на бурильных трубах диаметром 73 мм с толщиной стенок 11 мм спущена внутренняя освобождающаяся труболовка механического действия ТВМ 73-2-108 грузоподъемной силой, равной 400 кН.

Определить максимально допускаемую нагрузку на труболовку.

Решение. Определим вес колонны бурильных труб из выражения:

G_бк=Н?q=655?185=121175 Н=121 кН

где q -- вес 1 м бурильной трубы с учетом замковых соединений, Н;

Н -- глубина спуска колонны бурильных труб, м.

Максимально допускаемую растягивающую нагрузку на ловильный инструмент определяем по формуле:

Из приведенного расчета следует, что при максимально допускаемой растягивающей нагрузке на ловильный инструмент, равной 484 кН, нельзя расхаживать аварийные трубы после их захвата давильным инструментом, так как труболовка имеет грузоподъемную силу 400 кН. Поэтому следует ограничиться приложением к ловильному инструменту растягивающей нагрузки, равной 400 кН. При расчетах также следует учитывать грузоподъемность вышки.

Если в процессе работ к ловильному инструменту будет приложена максимальная растягивающая нагрузка 400 кН, то для страгивания плашек и освобождения инструмента от захвата потребуется к ловильному инструменту приложить осевую сжимающую нагрузку, равную 400 ? 0,25 = 100 кН, т. е. часть веса бурильной колонны, на которой ловильный инструмент спущен в скважину.

На практике при ловильных работах с отвинчиванием труб и извлечением по частям не всегда приходится прилагать к ловильному инструменту большую растягивающую нагрузку,но тем не менее до начала ловильных работ эту нагрузку надо определить.

При расхаживании прихваченных бурильных или насосно-компрессорных труб необходимо определить допустимое усилие натяжения. Например, требуется определить допустимое усилие натяжения при расхаживании прихваченной колонны бурильных труб диаметром 89 мм с толщиной 11 мм из стали группы прочности Д.

Допустимое натяжение при расхаживании прихваченной колонны труб определяют по формуле: скважина газовый соль горизонт

где у_т - предел текучести материала труб, Па (см. табл 10.8)

F - площадь поперечного сечения тела гладкой части бурильной трубы;

К - коэффициент запаса прочности (К=1,15ч1,3)

...