Ремонт и обслуживание скважин и оборудования для бурения

метров выше верхнего дефекта в колонне. Также дополнительную колонну спускают с пакером различных конструкций. Наиболее целесообразно применение пакеров механического и гидравлического действия.

Тампонирование под давлением прокачкой смеси по затрубному пространству с остановками

При этом способе допускаются периодические остановки при прокачке тампонирующей смеси по затрубному пространству для наблюдения за динамикой изменения избыточного давления, что позволяет установить местоположение негерметичного интервала колонны. В качестве тампонирующего материала используют только гелеобразующие полимерные тампонажные материалы (ПТМ).

Для проведения работ необходимо приготовить не менее 1 м3 тампонирующей смеси вязкостью не менее 10-1 Па-с. Затем опрессовывают колонну на герметичность водой и фиксируют снижение давления в течение контрольного времени. При открытом выкиде затрубного пространства закачивают тампонирующий раствор в НКТ, вытесняя воду из них. Закрыв кран на арматуре из затрубного пространства и продолжая закачку промывочной жидкости, доводят давление в затрубном пространстве до допустимого при опрессовке колонны.

Выдержав колонну под воздействием давления в течение контрольного времени, фиксируют его снижение. Если результат опрессовки не отличается от ранее полученных данных, то, уменьшая давление в затрубном пространстве до атмосферного и продолжая закачивать промывочную жидкость в НКТ, перемещают тампонажную смесь по затрубному пространству для опрессовки следующего, расположенного выше, интервала колонны. Поинтервальную опрессовку продолжают до тех пор, пока резкое уменьшение давления не укажет на перекрытие тампонирующим составом негерметичного интервала колонны.

Количество продавочной жидкости для очередного перемещения тампонирующего состава должно составлять не более 80% от его объема. Затем вымывают излишки состава из скважины на поверхность и выдерживают скважину под давлением до истечения срока ОЗЦ.

Тампонирование под давлением с применением пакера

Этот способ применяют для:

защиты обсадных колонн при давлениях нагнетания, превышающих допустимые для опрессовки;

защиты продуктивных пластов от загрязнения при нагнетании тампонирующей смеси в изолируемый интервал, расположенный ниже зоны перфорации;

направленной подачи тампонирующей смеси под давлением в изолируемый объект, выше которого имеются негерметичные отверстия в колонне.

Цементирование без давления осуществляют в случаях, когда необходимо создать новый цементный забой (цементный стакан) в стволе скважины или перекрыть нижнюю часть фильтра цементным камнем. Этот способ в основном используют при переводе скважины на вышезалегающий горизонт, когда нет опасности прорыва чуждых вод. Этот процесс протекает успешно при условии, если скважина хорошо промыта и не поглощает жидкость. При полном или частичном поглощении жидкости забой следует засыпать песком или глиной для перекрытия отверстий фильтра.

Установка стальных пластырей

Пластырь из тонкостенной трубы ст. 10 с толщиной стенки 3 мм позволяет обеспечить герметичность эксплуатационной обсадной колонны при избыточном внутреннем давлении до 20 МПа и депрессии до 7—8 МПа. Стандартная длина пластыря 9 м. Может быть применен пластырь длиной до 15м, сваренный на производственной базе, а также секционный сварной пластырь большей длины, свариваемый над устьем скважины.

Работы по установке пластыря выполняются в следующей последовательности:

При необходимости доставляют на скважину комплект НКТ или бурильных труб грузоподъемностью на 250 кН выше усилия, создаваемого весом колонны труб, спущенных до ремонтируемого интервала.

Производят гидроиспытание труб на избыточное давление не менее 15 МПа с одновременным шаблонированием их шаблоном диаметром не менее 36 мм.

Определяют глубину, размеры и характер нарушения обсадной колонны:

геофизическими методами — интервал нарушения;

боковой гидравлической печатью ПГ-2 (ТУ 39-1106-86) уточняют размеры и определяют характер нарушения.

Очищают внутреннюю поверхность обсадной колонны в интервале ремонта от загрязнений гидравлическим скребком типа СГМ-1 (ТУ 39-1105-86).

Производят шаблонирование обсадной колонны:

в колонне диаметром 146 мм используют шаблон диаметром 121 мм и длиной 400 мм;

в колонне диаметром 168 мм используют шаблон диаметром 140 мм и длиной 400 мм;

для шаблонирования участка колонны, расположенного ниже ранее установленного пластыря, муфты МСУ или другого сужения ствола скважины, может быть использован гидромеханический шаблон ШГ-1 соответствующего диаметра.

Замеряют внутренний периметр обсадных труб в интервале установки пластыря с помощью измерителей периметра ИП-1, опускаемых на НКТ или бурильных трубах.

Сборку и подготовку устройства для запрессовки пластыря («Дорн») и продольно гофрированных труб производят на базе производственного обслуживания.

Транспортирование «Дорна» производят в собранном виде. Запрещается сбрасывать дорны и пластыри при их разгрузке с автомашины.

«Дорн» должен быть оборудован клапанами для долива и слива жидкости.

При работе на загрязненных жидкостях целесообразно над «Дорном» устанавливать пескосборник.

Длина пластыря выбирается, исходя из размеров поврежденного участка обсадной колонны. Длина пластыря должна быть не менее чем на 3 м больше длины повреждения. В большинстве случаев используются пластыри стандартной длины (9 м), при необходимости — удлиненные сварные.

Наружный периметр продольно-гофрированных заготовок пластыря выбирают, исходя из результатов замеров внутреннего периметра обсадной колонны и толщины стенки ее в интервале ремонта.

На производственной базе и перед спуском в скважину на наружную поверхность продольногофрированных заготовок пластыря наносится слой герметика.

Технология установки стального пластыря в обсадной колонне в общем виде следующая

на устье скважины собирают дорн с продольногофрированной трубой;

дорн с заготовкой пластыря спускают на НКТ или бурильных трубах и устанавливают в интервале нарушения обсадной колонны;

соединяют нагнетательную линию со спущенной колонной труб, с помощью насоса цементировочного агрегата создают давление и производят запрессовку пластыря;

приглаживают пластырь дорнирующей головкой при избыточном давлении 12 МПа не менее 4—5 раз,

не извлекая «Дорн» из скважины, опрессовывают колонну, при необходимости приглаживание повторяют;

поднимают колонну труб с «Дорном», осваивают и вводят скважину в эксплуатацию

Устранение негерметичности спуском дополнительной обсадной колонны меньшего диаметра

Перекрытие дефекта обсадной колонны трубами меньшего диаметра производят в случаях, если:

замена дефектной части обсадной колонны технически невозможна;

метод тампонирования не обеспечивает необходимой герметичности обсадной колонны;

обсадная колонна имеет несколько дефектов, устранение которых технически невозможно или экономически нецелесообразно;

по условиям эксплуатации скважины допускается уменьшение проходного сечения колонны.

Оценка качества работы:

при испытании отремонтированного интервала газом межколонные проявления должны отсутствовать;

качество РИР без отключения перфорированной зоны оценивают по результатам изменения межколонного давления при освоении и эксплуатации скважины;

при определении показателя долговечности (среднего срока службы изолирующего тампона) устанавливают ежемесячный контроль за эксплуатацией скважин.

Дополнительные колонны спускают внутрь дефектных эксплуатационных колонн, устанавливая башмак ее ниже дефекта, или выше эксплуатационного горизонта, или на забое.

В отдельных случаях с целью экономии обсадных труб спускают «летучку», которая перекрывает только интервал дефектов, при этом нижняя и верхняя части эксплуатационной колонны остаются прежними. Верхний конец «летучки», находящийся на некотором расстоянии от устья скважины, оборудуют специальной направляющей воронкой, а нижний — башмаком с фаской.

Дополнительные колонны спускают в скважину с последующим цементированием их или же с установкой пакера. При цементировании дополнительной колонны обеспечивается надежная изоляция притока посторонних вод к фильтру скважины. Длина «летучки» принимается из расчета создания цементного кольца в затрубном пространстве на 30—50 м выше верхнего дефекта в эксплуатационной скважине.

Перед спуском в скважину резьбу «летучки» тщательно протирают и смазывают. Нижний конец ее оборудуют башмаком, а в соответствующих местах устанавливают пружинные фонари. На верхнем конце «летучки» 9 устанавливают воронку 8 с левой резьбой.

«Летучку» соединяют с колонной бурильных труб 1 посредством переводника — обратного клапана, который состоит из корпуса 2, муфты 6 с левой резьбой. Внутри муфты установлены шариковый клапан 4 с пружиной 3 и тарельчатый клапан 7. Каналы 5 соединяют полость бурильных труб через клапан 4 с кольцевым пространством скважины.

После установки песчаной или глинопесчаной пробки выше фильтра и шаблонирования колонны на бурильных трубах спускают «летучку» и цементируют ее. Затем закачивают расчетный объем цементного раствора и продавочной жидкости и после этого способом обратной промывки вымывают излишний цементный раствор через шариковый клапан переводника. Близкое расположение каналов к воронке обеспечивает удаление цементного раствора из пространства выше воронки, благодаря чему исключается прихват цементом переводника и бурильных труб.

После затвердения цемента отвинчивают колонну бурильных труб, извлекают ее из скважины, определяют высоту подъема цемента за «летучкой» и испытывают ее на герметичность. Затем разбуривают цементную пробку, промывают скважину для удаления пробки, перекрывающей отверстия фильтра. На этом ремонт заканчивается.

Дополнительные обсадные колонны можно спускать с пакерами различных конструкций. Наиболее целесообразно применять пакеры механического и гидравлического действия, предназначенные для разобщения пластов при раздельной эксплуатации нескольких пластов одной скважиной.

Дополнительную колонну с пакером «висячего» типа спускают следующим образом. В интервале существующего фильтра создают песчаную или глинопесчаную пробку, которая перекрывает отверстия фильтра. В скважину спускают шаблон и если последний беспрепятственно проходит по всему стволу, спускают дополнительную колонну с пакером до песчаной пробки. Воду в скважине заменяют глинистым раствором.

При использовании пакера механического действия уплотняют резиновые элементы весом дополнительной колонны. В случае применения пакера гидравлического действия, путем закачки жидкости в трубы освобождают чашеобразные резиновые манжеты пакера от предохранительных кожухов. Верхнюю часть колонны укрепляют на устье скважины. Испытывают пакер и дополнительную колонну на герметичность. Для этого в затрубное пространство закачивают глинистый раствор под давлением 40—80 кгс/см2 (в зависимости от диаметра дефектной эксплуатационной колонны).

Если не наблюдается перелива глинистого раствора из труб дополнительной колонны, то это означает, что пакер уплотнен, а дополнительная колонна — герметична. В скважину спускают промывочные трубы, заменяют глинистый раствор водой и промывают ее от пробки.

Для спуска дополнительных колонн на небольшую глубину нельзя применять пакеры, уплотняемые весом колонны труб, так как вес колонны небольшой. В этих случаях применяют пакеры, уплотнение которых достигается при натяжке колонны труб вверх и установке верхнего конца колонны на клинья колонного фланца.

Дополнительную колонну («летучку») спускают в скважину с верхним и нижним самоуплотняющимся пакерами, чашеобразные манжеты которых препятствуют движению жидкости в кольцевом пространстве между дефектной и дополнительной колоннами.

Если дефект в эксплуатационной колонне находится на небольшой глубине от устья скважины, его трудно устранить заливками под давлением. Цементирование в этом случае не обеспечивает прочных цементных пробок, так как схватывание цементного раствора происходит при низкой температуре, небольшом давлении и значительном поглощении жидкости через дефект в колонне. Изоляционные работы при таких условиях можно проводить путем спуска дополнительной колонны в кольцевое пространство между эксплуатационной и технической колоннами или кондуктором.

При наличии на устье скважины колонной головки пьедестальный патрубок эксплуатационной колонны заменяют патрубком с заглушкой. Если же эксплуатационная колонна закреплена на хомуте, в ее верхнюю муфту ввинчивают заглушку, снимают колонну с хомута и осторожно разгружают.

На устье скважины устанавливают ротор, затем на нижний конец дополнительной обсадной трубы навинчивают торцевой фрезер длиной 0,3—0,5 м. Наружный диаметр фрезера должен быть на 10—12 мм больше наружного диаметра муфты дополнительной обсадной колонны, а внутренний диаметр — на 8—10 мм меньше внутреннего диаметра этой колонны. Фрезеры применяют с зубьями высотой 22— 25 мм, нарезанными на торцовой части инструмента и армированными твердым сплавом.

К верхнему концу обсадной колонны через специальный переводник присоединяют вертлюг, обсадную колонну пропускают в отверстие стола ротора и накрывают фрезером верхний конец эксплуатационной колонны. В стол ротора вставляют набор вкладышей соответствующего размера и, вращая обсадную трубу с фрезером при одновременной промывке скважины глинистым раствором, обуривают эксплуатационную колонну на длину первой обсадной трубы. Обычным методом наращивают очередную обсадную трубу и продолжают обуривание до тех пор, пока дополнительная колонна не окажется на необходимой глубине. Затем на верхней муфте дополнительной колонны отвинчивают специальный переводник с вертлюгом, устанавливают цементировочную головку и цементируют дополнительную колонну.

Сразу же после закачки цементного раствора снимают цементировочную головку и монтируют колонную головку. Для этого в дополнительную и эксплуатационную колонны ввинчивают патрубки с фланцами и пьедесталом. Дополнительную колонну устанавливают на фланец технической колонны (кондуктора), а основную колонну — на пьедестал дополнительной колонны. После монтажа колонной головки скважину оставляют в покое на срок, необходимый для затвердения цемента.

Если эксплуатационная колонна была установлена на хомуте, сразу же после закачки цементного раствора снимают цементировочную головку и при помощи подъемного патрубка колонну устанавливают в то же положение, в каком она была до снятия с хомута. После затвердения цемента дополнительную колонну обвязывают с устьем, а эксплуатационную колонну сажают на хомут и вывинчивают из верхней муфты подъемный патрубок.

По окончании работ по цементированию дополнительной колонны, эксплуатационную колонну проверяют шаблоном и испытывают на герметичность.

Замена поврежденной части колонны

Поврежденную часть колонны можно заменить в случае, когда место дефекта находится выше башмака технической колонны и выше уровня цементного кольца межколонного пространства. Для этого труборезкой вырезают верхнюю часть эксплуатационной колонны на 5—6 м выше места дефекта и извлекают ее из скважины или производят отворот по нижней не прихваченной трубе. Производят спуск новой колонны. При этом соединительное звено оборудуют специальным направлением, диаметр которого на 10—12 мм меньше диаметра технической колонны. Направление имеет козырек для того, чтобы завести и направить колонну при свинчивании.

В нижней трубе для направления и центрирования спускаемой части колонны с оставшейся в скважине частью устанавливают конусную пробку, которую после соединения труб извлекают или разбуривают. После свинчивания колонну проверяют под растягивающей нагрузкой, равной 60—70% ее веса. Определяют герметичность места нового соединения колонны и при необходимости создают цементное кольцо в межколонном пространстве.

Устранение негерметичности эксплуатационной колонны доворотом

Для устранения негерметичности эксплуатационной колонны в скважину спускается пакер, демонтируется арматура, устанавливается катушка на доворот колонны. Пакер садится на нижнюю трубу эксплуатационной колонны не прихваченную цементом или обвалом горной породы. На катушку наматывается трос, с помощью бульдозера производят доворот колонны до появления реактивного момента. Вращение насосно-компрессорных труб с пакером свидетельствует о довороте нижней не прихваченной трубы эксплуатационной колонны.

Аварии, допущенные в процессе эксплуатации и ремонта скважин

В эксплуатационных и нагнетательных скважинах чаще всего происходят следующие виды аварий:

Прихват двух рядов НКТ металлическим сальником или песчаной пробкой.

Прихват одного ряда НКТ песчаной пробкой в процессе эксплуатации или промывки скважины.

Прихват НКТ со скважинным насосом и защитным приспособлением песчаной пробкой.

Обрыв одного или двух рядов НКТ.

Обрыв НКТ со штанговым насосом, штангами (или без штанг) и защитным приспособлением.

Оставление в скважине погружного ЭЦН с кабелем и без кабеля.

Обрыв насосных штанг.

Оставление тартального каната вследствие обрыва или прихвата во время чистки скважины от песчаной пробки или свабирования.

Обрыв каротажного кабеля при геофизических и электрометрических работах.

Оставление в скважине или падение в нее отдельных предметов.

Забитость экс.колонны различными посторонними предметами.

Перед началом работ по ликвидации аварии должны быть точные данные о схеме спущенного лифта, марке, числе и размерах труб и штанг по диаметрам и глубинам их спуска, а также об оставшихся в скважинах штанговых насосов или электронасосах, защитных приспособлениях и т. д.

Извлечение прихваченных труб

Обычно трубы оказываются прихваченными пробкой в нижней части, за исключением случаев, когда этот вид аварии произошел вследствие слома верхней части экс.колонны.

Существует несколько способов освобождения НКТ.

Один из них – расхаживание, т.е. попеременная натяжка и посадка колонны труб. Во избежание обрыва НКТ нагрузка при натяжке колонны должна быть на 60 – 70% меньше разрывных усилий для данного диаметра и марки труб. Расхаживать ее следует равномерно при натяжке не более 0,3 – 0,5 м за один прием, при этом периодически оставляют трубы в натянутом положении (на вытяжке). Продолжительность натяжек зависит от схемы лифта и диаметра спущенных НКТ, глубины скважины, характера и места прихвата. Если после первых двух – трех натяжек при одной и той же нагрузке удается поднять трубы за каждый прием на 0,3 – 0,5 м, то это указывает на то , что есть возможность полностью освободить прихваченные НКТ путем расхаживания. В противном случае расхаживание следует прекратить.

Иногда путем длительного расхаживания удается поднять трубы только на 5 – 10 м. Это объясняется тем, что расхаживании и подъеме труб пробка в затрубе уплотнилась до такой степени, что дальнейшее расхаживание уже нерационально. В таких случаях для освобождения от прихвата НКТ внутри них размывают пробку с помощью труб меньшего диаметра с таким расчетом, чтобы, не вскрывая башмака, полностью вымыть песок из них до чистой воды, а затем продолжить промывку ниже башмака. Длительной промывкой ниже башмака удается размыть песчаную пробку за трубами, и полностью освободить их от прихвата.

Извлечение труб, прихваченных цементом

Для извлечения зацементированных труб необходимо освободить их от цементного камня между трубами и стенками колонны. Для этого вначале отвинчивают трубы до места прихвата цементом и извлекают их. Затем трубным или кольцевым фрезом офрезеровывают зацементированные трубы. С этой целью используют Ловильный инструмент освобождающегося типа и за один рейс фрезеруют, захватывают, отвинчивают и поднимают трубы. Длина фрезера с направлением может быть различна, но не менее 10 метров. Непосредственно над направлением устанавливают Ловильный инструмент. Фрезерование и отвинчивание производят с таким расчетом, чтобы конец оставшихся в скважине труб был фрезерован от цементного камня. Во время фрезерования нагрузка на фрез не должна превышать 1 – 2 тн. Чрезмерные нагрузки могут привести к поломке и оставлению в скважине части или фрезера с направлением. Во время обработки колонны рекомендуется интенсивно промывать скважину жидкостью глушения, чтобы обеспечить вынос разбуренного цемента.

После подъема фрезер с направлением осматривают – нет ли трещин, слома зубьев.

Ловильные работы с труболовками ТВМ – 1 и ТВМ – 2

Перед спуском этих труболовок в скважину, проверяют работу механизмов захвата и освобождения. Для этого труболовку устанавливают в вертикальном положении и плавно перемещают плашкодержатель от руки возвратно-поступательно. В верхнем положении плашкодержателя плашки должны утопать в его окнах. Затем его корпус вращают, по часовой стрелке – для левой труболовки, против часовой – для правой) до тех пор, пока фиксатор не выйдет из зацепления с корпусом. При этом плашкодержатель переместится в крайнее верхнее положение и зафиксирует плашки в освобожденном состоянии. Вращением корпуса против часовой стрелки фиксатор упирается в нижний торец крышки, труболовка приводится в рабочее положение.

Ловильные работы проводят в следующей последовательности.

Труболовку присоединяют к нижнему концу колонны бурильных труб и спускают в скважину без вращения, во избежание срабатывания механизма фиксации плашек. За 30 м до головы аварийных труб восстанавливают циркуляцию и при прокачке жидкости спускают труболовку до верхнего конца аварийных труб. Строго следя за показаниями ГИВ, медленно вводят инструмент внутрь ловимых труб и фиксируют момент посадки инструмента. В это время во избежание осложнений не следует передавать полный вес бурильной колонны на аварийный инструмент. После ввода труболовки в аварийные трубы, осторожно приподнимают инструмент для захвата ловимой колонны труб. Расхаживанием в пределах грузоподъемности труболовки поднимают захваченные трубы. При невозможности подъема колонны захваченных труб, приступают к ее отвинчиванию вращением ротора против часовой стрелки для левой труболовки и по часовой – для правой. Рекомендуемая растягивающая нагрузка должна составлять 5 – 7 тонн для труболовок ТВМ60 – 1, ТВМ73 – 1, ТВМ89 – 1 и 10 – 12 тонн для труболовок ТВМ114-1 и ТВМ114-2.

Ловильные работы труболовками ТВ

При ловильных работах скважину обследуют и определяют состояние головы аварийной НКТ. Для обследования труболовки ее устанавливают в вертикальное положение и плавно, без заеданий, перемещают плашкодержатель с плашками возвратно-поступательно. Труболовку присоединяют к нижнему концу колонны ловильных труб и спускают в скважину до головы аварийных труб, восстанавливают циркуляцию.

По достижении верхнего конца аварийных труб спуск труболовки замедляют и вводят ее в трубы, продолжают прокачку жидкости. Признак ввода труболовки – снижение веса по ГИВ и повышения давления на насосе.

Для захвата аварийных труб колонну ловильных труб с труболовкой приподнимают, расхаживают в пределах грузоподъемности труболовки и извлекают захваченные трубы. Прихваченные ловимые трубы поднимают по частям отвинчиванием. Рекомендуемая растягивающая нагрузка составляет для труболовок ТВ48 – 3 – 4 тонны; для ТВ60 – 5 - 6 тонн; для ТВ89 и ТВ114 – 8 – 10 тонн.

Извлечение упавших труб

С помощью печати определяют местонахождение и состояние головы аварийных труб. Нарушения бывают различными: разрыв, смятие, вогнутость краев во внутрь и т.д. Так как при этом невозможно захватить трубы ловильным инструментом как снаружи, так и изнутри, необходимо предварительно исправить конец трубы, если он разорван и разворочен наружу, исправляют торцевыми или кольцевыми фрезерами. Если фрезер с направлением свободно проходит вниз на 1 – 3 м, то трубу захватывают инструментом и при небольшой натяжке отвинчивают ее. Для исправления нарушенного конца трубы фрезером срезают ее разорванные концы, извлекают магнитным фрезером-пауком и приступают к работе по исправлению нарушенного конца. После извлечения дефектной трубы остальные извлекают в обычном порядке.

Если конец трубы не разорван, а вогнут внутрь и невозможно захватить его наружным ловильным инструментом, то конец исправляют конусным райбером.

Иногда во время падения трубы, врезаясь одна в другую, разрезаются на отдельные ленты, которые облегают внешней стороной стенки колонны. Их извлекают фрезерованием с помощью торцевых фрезеров, захватывая их колоколами.

Извлечение погружного ЭЦН

Аварии с этими насосами происходят большей частью при спуско-подъемных операциях. Сравнительно реже возможен прихват насоса песчаной пробкой.

В скважине могут остаться:

Насос с протектором, электродвигателем с гидрозащитой;

Насос с протектором, электродвигателем с гидрозащитой и кабелем;

Насосно-компрессорные трубы, насос с протектором, электродвигателем с гидрозащитой с кабелем или без кабеля;

Металлические хомуты (клямсы), которыми крепят кабель к трубам при спуске ЭЦН.

Трубы, кабель и клямсы поднимают поочередно. Кабель и хомуты извлекают магнитным фрезером, а насос с трубами – расхаживанием колонны после подъема кабеля и хомутов. Из-за малого зазора между наружным диаметром насоса и внутренним диаметром экс.колонны (например, 168 и 146 мм) не всегда возможен спуск ловильного инструмента в кольцевое пространство и захват за наружную поверхность ЭЦН. Для этого на бурильных трубах, с правым направлением резьбы, спускают наружную труболовку или колокол и захватывают за верхнюю часть ловильной головки насоса. Нельзя пользоваться трубами с левым направлением резьбы, так как при вращении возможно отвинчивание насоса от протектора и двигателя, что значительно осложнит последующие работы.

Извлечение тартального каната, кабеля и проволоки

В процессе чистки скважины, во время электрометрических, гидродинамических и других исследовательских работ возможны прихваты или обрывы тартального каната, каротажного кабеля и проволоки.

Во избежание обрыва каната и кабеля при прихвате инструмента или прибора не разрешается их расхаживать. Если верхний конец каната находится на устье, то спускают канаторезку, с помощью которой отрезается канат непосредственно у дужки прихваченного прибора. Если нельзя использовать канаторезку, то на бурильных трубах, мимо каната или кабеля, спускают воронку с окном. После спуска инструмента до прихваченного прибора бурильные трубы вращают на 10 – 15 оборотов, чтобы навить канат на воронку и трубы, а затем дают натяжку на трубы. Обрыв каната или кабеля обычно происходит в месте присоединения его к прибору, инструменту или перфоратору. Затем канат (кабель) с помощью удочки, крючка или вилки поднимают параллельно с трубами.

При обрыве каната или кабеля не рекомендуется обследование скважины печатью, поскольку она приминает его витки, вследствие чего в стволе образуется плотный сальник. Все ловильные инструменты должны иметь ограничители с наружным диаметром, равным диаметру шаблона для данной экс.колонны. Каждый спуск ловильного инструмента следует контролировать по индикатору веса (ГИВ, ИВЭ). По достижении в скважине каната или кабеля нагрузку на инструмент доводят до 1 – 3 т при одновременном его вращении для обеспечения навивки вокруг его ловимого каната или кабеля. После подъема ловильного инструмента с кабелем, последний захватывают и крепят специальными хомутами. Освободив канат (кабель) от ловильного инструмента, приступают к подъему оставшейся части каната (кабеля). Для этого на втором поясе мачты устанавливают ролик и через него навивают канат на барабан лебедки.

Если по ходу ловильных работ установлено, что в скважине образовались клубки из каната (кабеля), то извлечение его проводят однорогими или шарнирными удочками. При образовании в скважине слишком плотных клубков (сальник) каната, то спускают ерш, вращением которого при небольших нагрузках удается ослабить спрессованный клубок. Ерш захватывает и вносит куски (1 – 70 м) оборванного каната.

При извлечении тартального каната, каротажного кабеля и проволоки к фрезерованию прибегают как к крайней мере, так как в результате фрезерования вокруг бурильных труб может образоваться мелкие металлические частицы. Они вместе с кусками каната (кабеля) образуют плотную металлическую пробку – «железное дно».

Чистка ствола скважины от посторонних предметов.

Вначале, с помощью печати, определяют глубину нахождения посторонних предметов в скважине, для чего используют паук, ерш, сверла различных видов, пикообразные долота, магнитные, забойные и торцовые фрезеры.

Металлические предметы извлекают пауками или магнитными фрезерами, неметаллические (куски дерева, кирпича, бетона и т.п.) – дробят пикообразными долотами, фрезерами, сверлами с одновременной промывкой скважины. Раздробленные частицы восходящим потоком выносится на поверхность.

Если ствол забит плотной металлической пробкой или же она образовалась в процессе чистки скважины, то в таких случаях экс.колонну извлекают с расчетом поднять обсадные трубы, забитые посторонними предметами и очистить от них ствол. Это возможно при двух-трехколонной конструкции скважины.

Различные мелкие предметы (кувалды, цепи от ключей, сухари, плашки и т.п.) извлекают магнитным фрезером или фрезером-пауком. Магнитный фрезер спускают в бурильных трубах. С промывкой и медленным вращением инструмент доводят до забоя. Металлические предметы, омываясь струей жидкости, заходят внутрь фрезера и притягиваются магнитом. Фрезер вращают на забое в течение 5 – 10 мин, после чего прекращают промывку скважины и поднимают его.

Если не удается захватить отдельные предметы, их проталкивают до забоя, офрезеровывают или дробят на мелкие куски, а затем захватывают различными инструментами.

При наличии в скважине кармана (зумпфа) достаточной глубины и невозможности извлечь отдельные предметы, их проталкивают в зумпф и оставляют на забое.

Зарезка второго ствола

Зарезка второго ствола – это метод восстановления работоспособности скважин, который применяют в тех случаях, когда известными способами их нельзя отремонтировать, а бурение новых скважин нерентабельно.

Зарезка и бурение второго ствола состоят из следующих этапов:

Выбор места в колонне для вскрытия «окна».

Установки цементного моста и отклонителя.

Вскрытия «окна» в колонне.

Бурение второго ствола до заданной глубины.

Электрометрических работ.

Спуск новой экс.колонны.

Перфорация.

Рекомендуется вскрывать «окна» в интервалах, сложенных глинистыми породами, интервалах однорядной колонны и в интервалах с цементным кольцом хорошего качества. Перед спуском отклонителя колонну проверяют шаблоном, шаблонируют. Диаметр и длина шаблона должна быть больше на 3 – 4мм и на 2 -3м больше соответствующих размеров отклонителя. С помощью локатора муфт определяют местонахождение двух-трех муфт обсадной колонны, между которыми предполагается вскрывать «окно». Оклонитель – инструмент, предназначенный для обеспечения необходимого отклонения райбера при вскрытии окна в колонне и придающий начальное направление буровому инструменту при забуривании второго ствола. Он представляет собой плоский или желобообразный клин, спускаемый в скважину на бурильных трубах. Тип отклонителя выбирают с учетом диаметра колонны. Наиболее распространен отклонитель марки ОЗС.

Устанавливают цементный мост и спускают отклонитель на небольшой скорости с наблюдением за показаниями индикатора веса. При достижении отклонителем кровли цементного моста срабатывает телескопическое устройство, шпильки срезаются и отклонитель, перемещаясь вниз, закрепляется плашками в обсадной колонне. Затем резкой посадкой инструмента (8 – 10 т) срезаются болты, соединяющие отклонитель со спускным клином, и бурильные трубы поднимают с клином.

Для вскрытия окна в обсадной колонне применяют комплект трех фрезер-райберов типа ФРС, комбинированный райбер, универсальный райбер РУ, райбер-фрезер РПМ, универсальное вырезающее устройство УВУ.

Комбинированный райбер состоит из трех секций различных диаметров и длин, соединенных между собой. Нижняя секция имеет угол наклона к оси райбера (8ْ΄), а вторая секция - 1΄, третья секция – цилиндрической формы для обработки стенки окна. Этот райбер предназначен для работы в колонне диаметром 168мм за один рейс. При использовании комплекта из трех фрезеров-райберов работы начинаются райбером с наименьшим диаметром при нагрузке 2 -3 т и частоте вращения ротора 40 – 60 об/мин. По мере углубления райбера частота вращения увеличивается до 50 – 70 об/мин при той же нагрузке. После вскрытия окна длиной 1,4 – 1.6м от конца отклонителя, частоту вращения увеличивают до 80 – 90 об/мин, а нагрузка снижается до 1 – 1,5 т. Вторым райбером при нагрузке 1 – 1,5 т разрабатывают и расширяют интервал, пройденный первым райбером по всей длине отклонителя. Третьим райбером обрабатывают стенки окна и обеспечивают выход в породу при нагрузке до 1т и частоте вращения ротора 80