Другие аварии.

К этой группе относятся аварии, которые трудно отнести к тому или иному виду. Они единичны, но подлежат регистрации и учету.

Так, например, известен случай, когда для шаблонирования открытого ствола скважины применили утяжеленную бурильную трубу диаметром 178 мм, на которую приварили обсадную трубу диаметром 324 мм. Во время подъема такого "шаблона" обсадная труба неожиданно заклинилась в башмаке кондуктора диаметром 426 мм. Причиной такой аварии явилось герметичное крепление обсадной трубы на УБТ. В результате в пустотелом шаблоне произошло смятие обсадной трубы. На ликвидацию этой аварии затратили много времени.

2. Расчетно-технологическая часть (Технология проведения ловильных работ в с бурильным инструментом)

2.1 Технология проведения ловильных работ

Прежде чем приступить к ликвидации аварии, необходимо тщательно проанализировать ее на основе современного состояния техники ловильных работ и опыта ликвидации аварий. При этом надо иметь в виду, что применение несоответствующего ловильного инструмента приводит к усложнению аварии, а нередко и к ликвидации скважины.

При подозрении на поломку инструмента в скважине бурильщик обязан немедленно приступить к подъему бурильной колонны. Одновременно, не прекращая основных работ и не оставляя своего поста, бурильщик должен уведомить мастера, а при отсутствии его -- руководство предприятия об аварии.

Работы по ликвидации аварии ведутся буровым мастером под руководством старшего инженера (мастера) по сложным работам или главного (старшего) инженера предприятия. Если на буровой присутствует несколько руководящих работников, то ответственным является старший по должности, через которого мастеру передаются указания по ликвидации аварии:

Перед спуском ловильного инструмента в скважину буровой мастер составляет эскиз общей его компоновки и ловильной части с указанием основных размеров. Из спускаемой колонны удаляют переводники с уменьшенными площадями сечения проходных отверстий.

Перед проведением ловильных работ проверяют состояние талевого каната и спускоподъемного оборудования, а также крепление штропа вертлюга в зеве крюка.

Все замковые соединения бурильной колонны и соединения частей ловильного инструмента крепятся машинными, или автоматическими ключами.

Длина спускаемой бурильной колонны с ловильным инструментом должна подбираться с таким расчетом, чтобы ловильный инструмент крепился ротором, причем в плашках превентора обязательно должна находиться бурильная труба, а в роторе -- ведущая.

При подъеме ловильного инструмента с извлекаемыми трубами или с извлекаемым предметом развинчивание замковых соединений необходимо выполнять без вращения подвешенной на роторе колонны ключами АКБ, машинными ключами, с последующим развинчиванием вручную.

В процессе эксплуатации скважин, проведения различных работ по текущему ремонту, воздействию на призабойную зону пласта могут происходить неполадки, связанные с разрушением, прихватом, обрывом части внутрискважинного оборудования, которая не может быть извлечена на поверхность обычными методами.

Наиболее часто встречаются следующие работы:

1. ловля оборвавшихся или отвинтившихся насосно-компрессорных труб или насосных штанг;

2. ловля оборвавшихся глубинных насосов или якорей;

3. ловля агрегата ЭЦН вместе с кабелем или без него;

4. ловля кабеля и перфоратора;

5. извлечение насосно-компрессорных труб, прихваченных песчаными или цементными пробками.

Иногда колонна НКТ, упавшая в скважину при ударе о забой изгибается, ломается в нескольких местах, причем отдельные части располагаются в скважине рядами, создавая особую сложность их извлечения.

После тщательного обследования состояния эксплуатационной колонны и положения упавших в скважину труб или других предметов, приступают к спуску ловильного инструмента.

Ловильные работы в скважинах осуществляется цехом по капитальному ремонту скважин (КРС), в составе которого может быть несколько участков. Участок объединяет несколько бригад подземного ремонта и бригаду для проведения комплекса подготовительных работ. Число участков и бригад зависит от размера площади, разрабатываемой нефтегазодобывающим

управлением, механизированного фонда скважин и его состояния. Бригада подземного ремонта состоит из вахт, число которых может изменяться от 1 до 4. Подготовительные бригады, обычно одна на четыре-пять бригад капитального ремонта, осуществляют следующие работы:

- подготовку площадки у устья скважины для работы бригады текущего ремонта.

- подготовку бетонной площадки для установки подъемного агрегата.

- установку в грунте якорных петель для крепления оттяжек от подъемной мачты или вышки агрегата.

- устройство или ремонт мостков для укладки насосных труб и штанг.

- заготовку и транспортировку к скважине технологической и утяжеленной жидкости для глушения скважины и предупреждения перелива, если в этом возникает необходимость.

- заливку жидкости в скважину промывочным агрегатом и промывку скважины.

В некоторых случаях подготовительная бригада принимает участие в установке оборудования и агрегата для подземного ремонта. Подготовительная бригада состоит, как правило, из двух вахт и работает в одну или две смены. Создание подготовительных бригад позволило сократить время пребывания скважины в ремонте.

2.2 Ловильный инструмент

Труболовка наружная освобождающаяся типа тлн и тлнт.

Назначение изделия:

Труболовка наружная освобождающаяся предназначена для захвата за наружную цилиндрическую поверхность и последующего извлечения элементов трубных колонн при проведении ловильных работ в скважинах.

ТЛН - для стандартных условий работы.

ТЛНТ - для тяжелых условий работы.

Конструкция:

Труболовка наружная освобождающаяся включает в себя переводник, корпус, воронку и набор сменных элементов (цанговых или спиральных направляющих колец).

Труболовка освобождающаяся дополнительно может комплектоваться:

- удлинителями, длиной 500...1000 мм;

- направляющими воронками увеличенного диаметра;

- ограничительной втулкой.

Для обеспечения герметизации соединения труболовки с аварийной колонной, предусмотрена возможность установки уплотнительных пакеров при использовании захватов (устанавливается в кольцевой проточке верхней части корпуса).

Труболовка наружная освобождающаяся имеет два исполнения - правое и левое.

Метчик

Назначение Конические метчики ловильные - это самые простые и наиболее экономичные инструменты для внутреннего захвата, предназначенные для извлечения инструмента из скважины. Они бывают различных размеров, длин и соединений, или могут быть изготовлены на заказ в соответствие с требованиями заказчика.

Конструкция Метчик ловильный отливают как одно целое из высокопробного сплава и подвергают специальной термической обработке для прочности. Существует два типа ловильных метчиков: простой и с юбкой.

Простой тип Метчики ловильные простого типа не имеют резьбы по внешнему диаметру заплечика.

Тип с юбкой Метчики ловильные с центрирующим направлением предназначены для перемещения инструмента для правильного захвата и извлечения инструмента. Внешний диаметр заплечика имеет резьбу для юбки. Юбки могут быть с простой головкой, с головкой с кромкой или резьбой. Юбки с головкой с резьбой должны использоваться с направляющими завышенного размера. Ловильные метчики с юбкой и юбки с головкой с резьбой имеют защиту резьбы.

Прутья Все метчики ловильные конические изготовлены с прутьями повышенной твердости (режущие зубья), которые обеспечивают хороший захват для легких работ по извлечению и принудительный, надежный захват инструмента.

Стандартные прутья имеют простую, герметичную конструкцию без желобков для обеспечения циркуляции ниже места прихвата. По запросу доступны прутья с желобками. Они предназначены для обеспечения циркуляции для вымывания обрезков при захвате инструмента. Все конические ловильные метчики имеют отверстие для циркуляции по центру.

Правосторонние прутья для захвата с вращением по часовой стрелке являются стандартными для метчиков ловильных конических. Левосторонние прутья доступны по запросу. За левосторонние прутья не предусмотрена дополнительная стоимость.

Извлечение инструмента из скважины.. Метчик ловильный конический прикрепляется к ловильной колонне и опускается в отверстие на верхней части инструмента. Приложите усилие менее 1 фунта и вращайте метчик, пока коническая резьба не осуществит захват инструмента. Излишнее усилие и вращение могут повредить прутья. Когда осуществлен прочный захват, остановите вращение и поднимите инструмент из скважины.

Ловильные колокола

Назначение Ловильные колокола - самые простые внешние ловильные инструменты для извлечения инструмента из скважины. Колокола бывают двух типов: тип А и тип В. Они могут иметь различные размеры, длину и соединения и быть изготовлены в соответствие с техническими данными заказчика.

Тип А Ловильные колокола типа А имеют внутреннюю направляющую. Конец направляющей колокола может быть выравненный или с загнутыми краями.

Тип В Ловильные колокола типа В имеют нижнюю часть с резьбой под стандартную направляющую с загнутыми краями или с отводным крючком на Ваш выбор.

Конструкция Все ловильные колокола имеют усиленные прутья для принудительного надежного захвата инструмента.

Стандартные прутья имеют простую, герметичную конструкцию без желобков для обеспечения циркуляции ниже места прихвата. По запросу доступны прутья с желобками. Они предназначены для обеспечения циркуляции для вымывания обрезков при захвате инструмента. Все ловильные колокола имеют отверстие для циркуляции по центру.

Правосторонние прутья для захвата с вращением по часовой стрелке являются стандартными для ловильных колоколов. Левосторонние прутья доступны по запросу. За левосторонние прутья не предусмотрена дополнительная стоимость.

Работа Ловильный колокол прикрепляется к ловильной колонне и опускается к инструменту. Приложение усилия менее 1 фунта при вращении позволяет осуществить захват инструмента. Инструмент можно поднять из скважины, когда осуществлен прочный захват.

Ловильные магниты и зарядное устройство для магнитов

Назначение Ловильные магниты разработаны для извлечения со дна буровой скважины мелких металлических предметов неправильной формы, таких как фрезерная стружка, шарошки долота, резаки, подшипники, плашки, болты ключей и ручной инструмент. Обычно данные предметы являются результатом поломок долота, скоплением упавших частей с неразрушаемых объектов. Почти во всех данных случаях оставленный в скважине предмет не может быть захвачен обычным способом. Ловильные магниты успешно удаляют эти объекты из скважины. Отличительной особенностью конструкции инструмента служат широкие промывочные отверстия, из которых вымывается стружка и другие обломки, которые могут помешать контакту с магнитом. Также производятся различные направляющие для приспособления к любому применению по вылавливанию. Конструкция Ловильный магнит состоит из корпуса, встроенного кожуха, встроенной полюсной пластины, магнитного элемента и стандартной промывочной направляющей воронки. Корпус изготовлен из высокопрочной легированной стали с ниппельным соединением бурильного замка сверху и широкими промывочными отверстиями. Магнитный элемент - наиболее эффективный и мощный постоянный магнит. При необходимости магнит можно зарядить повторно. Во время сборки на корпус магнита, кожух и полюсную пластину наносят резьбу и сваривают их с магнитным элементом на месте. Стандартная промывочная направляющая воронка, расположенная в нижней части, имеет резьбу и с легкостью снимается. Также производятся направляющие воронки с кромкой и фрезерующие направляющие воронки. Работа Ловильные магниты обычно работают на НКТ или бурильной трубе, но могут работать и на канате. Доступны переходники для каната. Ловильные магниты крепятся к нижнему торцу ловильной колонны и опускаются в скважину на глубину от шести до двенадцати дюймов оставленного инструмента. Циркулируйте для промывки оставленного предмета. Уменьшите циркуляцию и опустите ловильный магнит к предмету. Медленно поверните, чтобы обеспечить положительный контакт. Остановите циркуляцию и поднимите ловильный магнит из скважины.

Опциональные принадлежности Направляющие Промывочная направляющая воронка стандартна. Также имеются направляющие воронки с кромками и фрезерующие направляющие воронки. Направляющая воронка с кромками центрируют предмет, чтобы обеспечить контакт с магнитом. Фрезерующая направляющая воронка позволяет осуществить дробление любой мягкой структуры или выделить осадок, чтобы освободить обломки на дне скважины. Ячейки для хранения Поскольку магниты не должны утрачивать свою мощность во время обычного использования, хранение магнита рядом с электрическим двигателем или сведение магнитов слишком близко друг к другу может отрицательно сказаться на их заряде. Чтобы снизить притяжение различных металлических объектов или частиц, рекомендуются применять ячейки для хранения магнитов. Ячейки для хранения необходимы при воздушных грузоперевозках.

Зарядные устройства для магнитов С нашим передовым пультом управления повторная зарядка будет быстрой и простой. Ограничений по количеству повторных зарядок для магнита не существует. Магнитные зарядники гарантируют максимальную производительность зарядки при простоте в работе и долгом сроке службы.

Ловильные отбойные переводники

Назначение Одним из самых часто применяемых инструментов при ловильных работах является отбойный переводник или механический яс. Конструкция инструмента позволяет передавать вращение и беспрепятственно осуществлять промывку скважины в любое время. При помощи ловильного отбойного переводника можно наносить удары вверх и вниз, чтобы захватывать или освобождать овершоты или труболовки, или использовать в качестве инструмента подачи при фрезеровочных работах или резке. К стандартным операциям также относятся освобождение прихваченной бурильной трубы, утяжеленных бурильных труб, насосно-компрессорных труб, инструментов для испытаний и предохранительных (разъединительных) переводников. Ловильный отбойный переводник можно использовать в соединении с овершотом или труболовкой.

Конструкция Данный простой инструмент состоит из пяти главных элементов: верхнего переводника, ударника, среднего корпуса, корпуса штока и самого штока. Все компоненты изготовлены из высококачественной термообработанной легированной стали. Шестигранная форма штока обеспечивает перемещение внутри корпуса штока, соответствуя форме для передачи вращения в скважине. Стандартная длина хода 20 дюймов подходит для большинства операций, также производятся переводники с бОльшим рабочим ходом 30, 36, 42, 48 и 60 дюймов. Со стандартным ударником поставляются уплотнительное кольцо ударника, защитное кольцо уплотнения и антиэкструзионное кольцо. Наборы шевронных набивок для ударника поставляются по запросу и рекомендуются для расширенной циркуляции через ловильный отбойный переводник.

Работа Ловильный отбойный переводник обычно работает непосредственно над труболовкой, овершотом, ввинчиваемым переводником или предохранительным (разъединительным) переводником. При приложении нагрузки отбойный переводник откроется при помощи скольжения, пока ударник не ударит по штоку. Если разгрузить бурильную колонну до ловильного отбойного переводника, то корпус штока будет скользить вниз по штоку, пока нижнее плечо корпуса штока не ударит верхнее плечо штока.

Использование хода вниз На поверхности отметьте на трубе открытое и закрытое положение ловильного отбойного переводника. Поднимите ловильную колонну, чтобы открыть отбойный проводник и позволить дополнительно растянуть колонну. Резко бросьте колонну и остановите при помощи тормоза на расстоянии примерно 4-6 дюймов над закрытым положением отбойного переводника, чтобы сообщить резкий удар вниз. Для передачи сильного удара вниз бросьте весь вес ловильной колонны без нажатия тормоза.

Использование хода вверх На поверхности отметьте на трубе открытое и закрытое положение ловильного отбойного переводника. Поднимите ловильную колонну, чтобы открыть отбойный проводник и дать возможность дополнительно растянуть колонну. Бросьте колонну ровно насколько она была растянута и остановите ее при помощи тормоза. Как только труба отскочит ото дна скважины, отбойный переводник сообщит резкий удар вверх.

Ловильный инструмент для подъема пакеров

Назначение Ловильный инструмент для подъема пакеров разработан для удаления разбуриваемых полнопроходных пакеров из обсадных колонн. Если необходимо, при правильной оснастке инструмент может прорезать пакер. Как только ловильный инструмент прорежет пакер, чтобы захватить нижний торец пакера, он все время будет находиться в подходящем для улавливания положении, делая возможной фрезеровку и улавливание за один спуск и подъем. Инструмент можно освобождать и вновь захватывать, а также использовать в сочетании с узлом яса.

Конструкция Ловильный инструмент для подъема пакеров состоит всего из трех частей: верхней муфты, штока, и плашек. Доступна опциональная резьбовая пробка, которая может быть покрыта карбидом вольфрама.

Эксплуатация Ловильный инструмент для подъема пакеров устанавливается на нижнем торце фрезеровочного узла. Достаточные удлинительные переводники позволяют ловильному инструменту для подъема пакеров очистить отверстие пакера с нижнего торца, прежде чем оснащенный башмак или фрезер соприкоснется с наружной поверхностью пакера. По мере того как ловильный инструмент для подъема пакеров входит в пакер, улавливающая плашка вынуждена подниматься вверх, чтобы сделать возможным проход через отверстие пакера. Плашка автоматически падает в положение для улавливания, по мере того как он расчищает нижний торец пакера. Теперь можно проводить фрезеровку, а пакер извлечен. Ловильный инструмент для подъема пакеров всегда находиться в улавливающем положении. Он не отпустит пакер преждевременно из-за внезапного движения пакера и выдерживает сильное натяжение, направленное вниз. При необходимости, после того как плашка вступила в контакт со стенками пакера, инструмент можно освободить при помощи правостороннего вращения и погружения ловильной колонны.

Назначение Механические ясы используются при любых канатных работах в скважине, где необходимо освобождение оставшегося в скважине инструмента при помощи яса. Они особенно подходят для использования в качестве вспомогательного оборудования для срезных штифтов, приводных поршней и других схожих применений. Они просты, имеют небольшой вес и особо прочную конструкцию, неприхотливы в обслуживании

Овершоты

Назначение

Овершот - это универсальный ловильный инструмент в применяемый в нефтегазодобывающей отрасли промышленности.

Его назначение - это захват, герметизация, извлечение и освобождение ловимого инструмента различных типов. Надежность простота и прочность конструкции, вот те основные качества, за которые овершоты предпочитают другим типам ловильных инструментов внешнего захвата в нефтегазодобывающей отрасли.

Ассортимент компании включает 4 наиболее часто применяемых типов овершотов:

· овершот для насосных штанг серии 10

· овершот для насосных штанг малого диаметра серии 20

· освобождающийся овершот малого диаметра серии 70

· освобождающийся овершот с промывкой серии 150

Каждый овершот разных серий имеет различную прочность, что отражено в кодовом обозначении инструмента

A - высокая прочность (FS) для всех торсионных и ударных нагрузок на растяжение

B - очень высокая прочность (XFS) для чрезмерных нагрузок

C - повышенная прочность (SFS) максимальная прочность для специальных условий скважин

D - скважины малого диаметра (SH) только для высоких нагрузок на растяжение

E - скважины очень малого диаметра (XSH) только для подъема колтюбинга

Если условия эксплуатации (обсадная труба, размер скважины и размер извлекаемого инструмента) позволяют, рекомендуется использование овершотов высокой прочности, типа A.

Компоненты овершота

Верхний переводник

Верхний переводник - это верхний компонент овершота. Обычно он оснащается замковым соединением в соответствие с техническими требованиями заказчика для обеспечения хорошего сцепления с извлекаемой колонной.

Корпус

Корпус, основной рабочий компонент овершота, расположен между верхним переводником и направляющей. На внутреннем диаметре имеется участок с резьбой, которая соответствует внешней резьбе плашечного захвата. Такая конструкция позволяет равномерно распределить любое напряжение расширения или сжатия по всей рабочей поверхности корпуса, захвата и извлекаемого инструмента. Возможность повреждения инструмента или овершота сведена к минимуму.

Направляющая

Самый нижний компонент овершота - это направляющая. Как следует из названия, она направляет инструмент во внутренний механизм захвата (плашечный захват) овершота. Направляющая также сводит к минимуму возможность повреждения овершота, не пропуская инструмент, размер которого превышает максимальный размер захватываемой овершотом трубы.

Захватные механизмы

Захват присоединяется к корпусу и является захватным механизмом овершота. Существуют два основных типа захватов: спиральные и корзиночные.

Спиральный захват

Форма левосторонней спирали спирального захвата соответствует внутренней скошенной насечке обоймы. Специальная закаленная внутренняя насечка захвата обеспечивает принудительную фиксацию извлекаемой трубы.

Корзиночный захват

Корзиночный захват - разрезной расширяющийся цилиндр, на внутренней поверхности которого сделаны насечки для фиксации извлекаемого инструмента. Его коническая внешняя часть соответствует внутренней части корпуса. Для различных ловильных работ существует три типа захватов с корзиной: простой (стандартный), с упором для захвата коротких труб и с упором для захвата длинных труб.

Обычный корзиночный захват

Обычный корзиночный захват используется для извлечения трубы или инструмента с постоянным наружным диаметром. При ловильных работах извлекаемый инструмент полностью проходит через захват. Насечки по всей длине внутренней части захвата надежно фиксируют извлекаемый инструмент. Обычный корзиночный захват - стандартное оборудование всех овершотов и поставляется всегда, если не указан другой тип захвата.

Корзиночный захват с упором для извлечения коротких труб

Этот захват используется для извлечения муфт, прикрепленных к разорванной секции трубы, расположенной выше муфты. Используются две секции насечек с различным внутренним диаметром. Насечки меньшего диаметра захватывают трубу выше переходной муфты и служат упором, обеспечивающим захват муфты насечками большего диаметра перед герметизацией при помощи пакера.

Корзиночный захват с упором для ловли длинных труб

Корзиночный захват этого типа предназначен для извлечения замков бурильных труб и переходных муфт, при этом остается достаточная длина ниже захвата для уплотнения при помощи обычного или фрезерующего пакера. Внутренний упор на верхней части захвата не дает извлекаемой трубе полностью проходить через захват. Этот упор также служит для размещения корзиночного пакера на извлекаемой трубе/инструменте для оптимальной герметизации.

Устройства управления захватов

Устройство управления захвата действует подобно ключу, который передает крутящий момент от корпуса овершота к захвату, позволяя при этом захвату перемещаться внутри корпуса в вертикальном направлении при проведении работ. Существует два типа устройств управления захватов: спиральные и корзиночные. Спиральные управляющие устройства применяются со спиральными захватами и всегда имеют обычную конструкцию, т.е. не имеют фрезерующих зубцов или механизма уплотнения. Корзиночные устройства управления захватом используются с корзиночными захватами. Они могут быть обычной конструкции, а также могут иметь механизм уплотнения и/или фрезерующие зубцы.

Механизм уплотнения

Если при ловильных работах требуется циркуляция, необходимо использовать механизм уплотнения, обеспечивающий циркуляцию по извлекаемой трубе, а не вокруг нее. Тип механизма уплотнения определяется используемым типом захвата (спиральный или корзиночный).

Пакер типа A

Пакер типа A используется в овершотах, оборудованных спиральными захватами. Пакер типа A обеспечивает уплотнение наружной поверхности с внутренней поверхностью корпуса. Пакер имеет внутреннюю кромку, обеспечивающую уплотнение по диаметру извлекаемой трубы. Каждый пакер типа А предназначен для уплотнения извлекаемой трубы определенного размера в соответствии с размером спирального захвата; для каждого размера захвата нужно заказывать отдельный пакер.

Пакер с фрезерующим торцом

Пакер с фрезерующим торцом используется в сочетании с овершотами, оборудованными корзиночным захватом. Существует два типа фрезерующих пакеров: простой и с фрезерующим торцом. Простой пакер используется, когда перед ловильными работами требуется фрезеровка. Пакер с фрезерующим торцом следует использовать, если перед захватом требуется небольшая правка извлекаемой трубы. Одновременно в сборке овершота может быть установлен только один фрезерующий пакер.

Фрезерующие пакеры изготавливаются под определенный размер корзиночных захватов. Для каждого размера заказанных корзиночных захватов необходимо заказывать отдельный фрезерующий пакер.

Принадлежности к овершотам

Освобождающиеся овершоты с циркуляцией серии 150 могут быть оборудованы широким спектром принадлежностей, включая: переводники-удлинители, направляющие большого размера, направляющие с крюком, фрезерующие направляющие, внутренние и наружные уплотнения для фрезерующих пакеров, фрезерующие пакеры типа E.

Свинцовая скважинная печать

Назначение Свинцовая скважинная печать - эффективный инструмент, используемый для определения габаритов, конфигурации, условий и расположения верхнего торца оставленного в скважине предмета. Конструкция Свинцовые скважинные печати имеют корпус из высокопрочной легированной стали и вставку из мягкого свинца на нижнем торце. Все скважинные печати (за исключением печатей с соединениями при помощи насосной штанги) имеют желоб для промывки верха оставленного предмета перед спуском на него печати. По требованию могут быть предоставлены свинцовые печати без желоба. Диапазон наружного диаметра свинцовой части - от 1 до 12 ј дюймов. Дополнительные размеры доступны по требованию.

Эксплуатация Присоедините скважинную печать к низу ловильной колонны и опустите в скважину. Не вращайте. Медленно опускайте скважинную колонну до контакта с оставленным предметом. Наложите на скважинную печать вес и поднимите ее из скважины.

Удочка типа “У” Удочка типа “У” - предназначена для захвата с последующим извлечением из скважины каната, электрокабеля и проволки. Удочка состоит из корпуса, переводника с воронкой, трех крюков, и заостренного наконечника.

Конструкция удочки типа “У”: - На корпусе, в верхней части находится резьба, предназначенная для соединения с бурильными трубами. - На корпусе, в средней части, под углом 120 градусов расположены раскрытые крючки. - На корпусе, в нижней части, на резьбовом соединении закреплен заостренный наконечник. - Над крючками имеются проточки, для укладывания захваченного элемента. - На нижней части переводника имеется воронка, предназначеннаая для центрования удочки в скважине.

Оборванный канат, кабель или проволка подхватывается крюками, и при вращении удочки наматывается на ее корпус, после чего производится подъем инструмента на поверхность.

Паук гидравлический ПГ

Назначение

Паук гидравлический с обратной циркуляцией применяется для извлечения из скважины разнообразных обломков, шарошек буровых долот, подшипников, сломанных плашек, обрывков кабеля, разнообразных ручных инструментов, осколков и обломков оборванных бурильных труб (в результате скручивания), фрезерной стружки и так далее.

Конструкция Паук гидравлический имеет два исполнения: правое и левое, в зависимости от направления присоединительных резьб и восемь исполнений кольцевого фрезера, которые определяются по форме напайки режуще-истирающей поверхности -- плоская, волнистая, зубчатая, выступающая наружу или прошлифованная заподлицо с корпусом. Паук гидравлический навинчивается на колонну с помощью верхнего переводника. Кроме верхнего переводника в состав комплектующих деталей входят ловитель, корпус с седлом и воронкой шарового клапана и кольцевая фреза. Ловитель изготовлен из марганцовистой бронзы, оснащен чередующимися и вытянутыми к центру устройства длинными и короткими пальцами.

2.3 Технология залавливания

Когда оборванный конец труб неровный, то он препятствует захвату его ловильным инструментом как снаружи (за тело трубы), так и изнутри, поэтому необходимо предварительно исправить конец, а затем уже спускать ловильный инструмент для захвата. Исправление нарушенных концов труб заключается в следующем. После детального обследования свинцовыми печатями и установления характера и степени деформации конца в скважину спускают соответствующий инструмент. Если конец труб разорван или разворочен, сначала несколькими фрезерами срезают разорванные куски трубы. Затем спускают два инструмента: один для завальцовывания конца трубы, а другой для захвата (колокол или наружную труболовку) и отвинчивания труб под небольшой натяжкой.

Когда в скважине остается половина колонны труб с нормальным концом, то извлечение их проводится в обычном порядке. В этом случае труболовку (например, гидромеханическую конструкцию Расторгуева) спускают в скважину на бурильных трубах и воронкой накрывают аварийные трубы. Конец их, войдя в труболовку, упирается в выступ плашкодержателя. После этого трубы приподнимают. Плашки, перемещаясь по наклонным поверхностям корпуса труболовки (в начальный момент) под действием пружины, а затем веса труб опускаются и врезаются зубьями в тело трубы или муфты и захватывают ее. Путем натяжения пытаются извлечь трубы целиком. При этом допускается вращение колонны ротором вместе с труболовкой. Если не удается извлечь трубы, то труболовку освобождают. С этой целью инструмент резко опускают. Корпус труболовки, перемещаясь вниз относительно плашкодержателя и плашек, отрывает последние от аварийных труб и разводит их в диаметрально противоположных направлениях. Для фиксации плашек в освобожденном верхнем положении приводится в действие гидравлический механизм освобождения. В трубы для перекрытия отверстия седла труболовки сбрасывают шар. Затем в колонну труб закачивают жидкость для создания избыточного давления внутри труболовки до 20 кгс/см2. При этом цилиндрическая втулка, сжимая пружину, перемещается вниз и освобождает упоры, которые расходятся в стороны и залавливают плашкодержатель за кольцевой выступ. Этим предотвращается возможное перемещение плашкодержателя и плашек вниз, а следовательно, и захват трубы плашками при подъеме труболовки.

Для предотвращения перелива жидкости при подъеме бурильных труб предварительно открывают отверстие в седле труболовки путем увеличения давления в трубах до 40 кгс/см2. При этом шпильки срезаются, и седло вместе с шаром падает на крестовину.

Не извлекая труболовку на поверхность, можно произвести повторный захват и освобождение труболовки. Это достигается следующим образом. При уменьшении давления внутри труб пружина разжимается, втулка перемещается вверх и сжимает упоры. Освобожденный от упоров плашкодержатель с плашками перемещается вниз под действием пружины, и труболовка вновь готова к захвату аварийных труб.

На поверхности труболовку освобождают приспособлением, состоящим из воронки и винта. Труболовку вместе с захваченной трубой приподнимают над ротором и резко опускают вниз до упора конца заловленной трубы о мостки, освобождая тем самым плашки от сцепления с аварийной трубой. Затем на верхний конец переводника труболовки навинчивают воронку с винтом. При вращении винт опускается до упора в седло, перемещая тем самым вниз цилиндрическую втулку и освобождая упоры. Таким образом, плашки с плашкодержателем фиксируются в верхнем положении. Следует отметить, что раньше плашки были составными из трех секций, в настоящее время они изготовляются цельными, что предотвращает их падение и заклинивание в трубах.

Если конец трубы согнут и нет возможности захватить ее наружным ловильным инструментом, надо исправить конец трубы, чтобы можно было применить ловильный инструмент, например, внутреннюю труболовку, метчик, калибр. Работу метчика контролируют по индикатору веса. При попадании метчика в инструмент, находящийся в скважине, увеличивается давление на выкиде насоса, уменьшается вес инструмента и т. д.

Надо иметь в виду, что захват 114-мм трубы в 153-мм колонне за тело или резьбу трубы с последующей натяжкой для отвинчивания затруднителен, так как зазор между ними незначителен, а толщина стенок колокола или колокола-калибра небольшая. Поэтому при небольших натяжках и нагрузках колокол может сломаться. Куски его, попав в кольцевое пространство, могут усложнить аварию и затруднить ее ликвидацию.

При извлечении полетевших труб возможен случай, когда захваченные ловильным инструментом трубы не вращаются и при расхаживании не освобождаются. Это указывает на то, что при полете образовалось несколько рядов груб; захваченный ряд труб расположился параллельно с другим рядом и в результате произошло заклинивание, препятствующее вращению. При этом необходимо путем расхаживания талевой системой освободить трубы. Если требуется приложить усилия, превышающие грузоподъемность подъемного сооружения, то необходимо использовать гидравлические домкраты. При этом следует соблюдать меры безопасности, так как эти домкраты обладают рядом конструктивных недостатков (выдвижение скалок не ограничено, нет шкалы контроля за выдвижением скалок и т. п.).

Сложностью отличаются работы по ликвидации аварий -- полета насосных труб со штангами. Если штанги при полете располагаются рядом с насосными трубами, ломаются, искривляются или конец их оказывается выше конца насосных труб, то ловильные работы еще более осложняются.

Когда штанги после полета сломаны и сильно изогнуты, ловля штанг клапаном невозможна, и тогда их извлекают «счастливым» крючком, а чаще -- обычным однорогим крючком или колоколом. Нередко прежде чем приступить к ловильным работам, необходимо предварительно провести фрезеровочные работы. Так, например, для извлечения зацементированных труб требуется освободить их от цементного стакана между трубами и стенками колонны. Первоначально трубы отвинчивают до стакана, затем трубным фрезером отфрезеровывают одну-две трубы, после чего спускают ловильный инструмент, трубы отвинчивают и поднимают. Чередование фрезера и ловильного инструмента производится до полного извлечения всех труб из скважины.

Неправильное ведение работ по фрезерованию труб может вызвать новые аварии -- поломку и оставление в скважине части или целого фрезера, бурильных труб, их искривлению над фрезером и т. д. Торпеды с незначительными зарядами взрывчатых веществ применяют при извлечении аварийной колонны.

Для торпедирования в скважинах используют торпеды различных типов и размеров, причем чаще всего торпеды из детонирующего шнура типа ТДШ-25 конструкции ВНИИГеофизика.

Известно, что скорость процесса детонации взрывчатого вещества (ВВ) очень велика и для современных ВВ находится в пределах 5000--9000 м/с. Поэтому давление, возникающее при взрыве, существует только в объеме, занимаемом ВВ в момент его превращения в газы. Естественно, что при использовании ВВ для решения практических задач необходимо учитывать эту особенность взрыва, располагая заряд непосредственно на преграде, разрушение материала которой тем значительней, чем ближе преграда находится к ВВ и чем больше заряд.

Зная скорость детонации, линейные размеры заряда и теплоту взрывчатого разложения, несложно подсчитать мощность взрыва. Взрывы небольших зарядов, в пределах до 1 кг, развивают мощность в десятки миллионов лошадиных сил. Время, в течение которого реализуется такая мощность, чрезвычайно мало и измеряется десятитысячными и стотысячными долями секунды.

При использовании торпед применяют: электродетонаторы мгновенного (ЭДМ) и замедленного (ЭДЗ) действия; шашки ВВ; капсюль-детонаторы; детонирующий шнур (ДШ).

Торпеда из детонирующего шнура (ТДШ) в 1 м длины содержит заряд в 12--13 г ВВ. Скорость детонации шнура -- 6500 м/с. Головка торпеды предназначена для многократного применения (до 25 взрывов). Если торпеды используют для отвинчивания труб, длину заряда выбирают на 2--3 м больше длины трубы, 'чтобы поместить заряд против одного из резьбовых (замковых или муфтовых) соединений.

Шнур взрывают электродетонатором, помещенным в головке торпеды. Для натяжения заряда (шнура) к нему прикрепляют груз.

Извлечение отдельных предметов, оставленных в скважине и не прихваченных, не представляет больших затруднений.

Если эти предметы прихвачены пробкой, то надо предварительно промыть их, а затем спускать ловильный инструмент.

Газовый якорь, мелкие предметы, например, кувалду, цепь ключа, сухари и т. п., следует извлекать из скважины пауком. При извлечении деформированных приборов их нужно ловить крючками, удочками, а иногда и колоколом.

Для извлечения оборванного и полетевшего в скважину каната или кабеля могут быть применены различного рода крючки, ерш, многорогая вилка, удочки. При наличии в скважине сальника из каната, кабеля и т. д., чтобы разрушить его, а затем захватить и извлечь, применяют торцовые фрезеры, клинообразные долота и сверла различных типов. Обычно эта работа очень затяжная и кропотливая и она особенно осложняется, когда сальник образуется вокруг труб, что приводит к необходимости одновременного извлечения труб и каната.

Ловильный инструмент спускают с обязательным креплением машинными ключами как самого инструмента, так и всех замковых соединений труб ловильной колонны (обычно бурильных труб).

При подъеме ловильного инструмента безопаснее развинчивать трубы вручную (без применения ротора), хотя это и более трудоемко.

2.4 Расчеты при ликвидации аварий с бурильными трубами

Определение допускаемой нагрузки при расхаживании.

Пользуясь таблицами механических свойств метала труб и таблицей размеров труб с приваренными замками рассчитываем максимально допустимую нагрузку на трубы.

Таблица 1. Механические свойства метала труб.

Группа прочности	Временные сопротивления разрыву, МПа	Предел текучести, МПа	Относительное удлинение, %	Ударная вязкость, кДж/м2	Относительное сужение после разрыва, "о
		не менее
Д	665	379	16	690	50
Е	689	516	14	690	50
Л	723	655	14	690	50
М	792	723	12	690	45
Р	999	930	12	690	45

Таблица 2. Размеры труб с приваренными замками (мм).

Условный наружный диаметр трубы	Наружный диаметр D	Толщина стенки S	Наружный диаметр высадки Di	Внутренний диаметр высадки d	Теоретическая масса, кг
					1 м гладкой трубы	Увеличение массы трубы за счет высадки обоих концов
73	73,0	9,19	81,0	50,8	14,48	2,8
89	88,9	9,35	98,4	65,1	18,34	4,63
102	101,6	8,38	106,4	68,3	19,26	4,0
114	114,3	8,56	119,1	76,2	22,31	3,95
114	114,3	10,92	119,1	69,8	27,84	7,99
127	127,0	9,19	130,2	88,9	26,71	7,63
127	127,0	12,70	130,2	76,2	35,79	6,99

Первым шагом находим малый диаметр стенки труб.

Где: D- Наружный диаметр; L- толщина стенки.

Вторым шагом пользуясь формулой площади круга узнаем площадь круга большого и малого диаметра.

Третьим шагом рассчитываем площадь стенки трубы.

Четвертым шагом мы рассчитываем максимальную нагрузку на трубу.

Где - максимальная нагрузка; - предел текучести; S - Площадь стенки трубы.

H

Переводим величину в тонны = 71т

Далее я произвел расчеты максимальной допускаемой нагрузки для каждой группы прочности и диаметра труб. Далее возвел в таблицу.

Таблица макс допустимой нагрузки для группы прочности D.

Группа прочности D
Условный наружный диаметр трубы	73	89	102	114	114	127	127
Максимальная допустимая нагрузка в кН	698	887	934	1075	1340	1289	1728
Максимальная допустимая нагрузка в т	71	90	95	110	137	132	176

Таблица макс допустимой нагрузки для группы прочности Е.

Группа прочности Е
Условный наружный диаметр трубы	73	89	102	114	114	127	127
Максимальная допустимая нагрузка в кН	5327	1207	1272	1463	1825	1755	2353
Максимальная допустимая нагрузка в т	544	123	130	149	186	179	240

Таблица макс допустимой нагрузки для группы прочности Л.

Группа прочности Л
Условный наружный диаметр трубы	73	89	102	114	114	127	127
Максимальная допустимая нагрузка в кН	1225	1556	1639	1886	2352	2262	3033
Максимальная допустимая нагрузка в т	125	159	167	192	240	231	309

Таблица макс допустимой нагрузки для группы прочности М.

Группа прочности М
Условный наружный диаметр трубы	73	89	102	114	114	127	127
Максимальная допустимая нагрузка в кН	1332	1692	1782	2005	2557	2459	3297
Максимальная допустимая нагрузка в т	136	173	182	209	261	251	336

Таблица макс допустимой нагрузки для группы прочности Р.

Группа прочности Р
Условный наружный диаметр трубы	73	89	102	114	114	127	127
Максимальная допустимая нагрузка в кН	1713	2176	2292	2637	3289	3163	4241
Максимальная допустимая нагрузка в т	175	222	234	269	336	323	433

3. Организационно-экономическая часть

3.1 Расчет стоимости ловильных работ

Пример эффективности работы по ликвидации аварий

Место работ: Ново - Покурское месторождение;

Объект: Куст No45

Скважина No1213

Проведенные работы бригадой КРС: При проведении КРС 19.01.2012 произошло осложнение - заклинивание технологических НКТ с шаблоном и скрепером и обрыв колонны НКТ. В скважине осталось 366 м НКТ 73, шаблон 124 мм, скрепер и 50 м

НКТ 60мм. За период с 20.01 - по 28.07.2012 г удалось извлечь 310 м НКТ 73. Всего затрачено на ликвидацию собственной аварии 184 суток, около 4000 бр/часов.

Потери составили около 15 млн.руб. ВНИИБТ-БИ приступило к работам с 28.07.2012.

Исходя из этого мы можем видель что ликвидация аварии может занимать значительно большое время. Введя новые иновации и новое оборудование мы можем уменьшить время на ликвидацию аварии, так же уменьшить материальные затраты и повысить технико экономические показатели.

Методика расчета :

Эксплуатационные затраты от безаварийного бурения, определяется суммированием экономии от уменьшения затрат времени и материальных средств.

Экономический эффект от безаварийного бурения при строительстве скважин, определяется путем сравнения затрат по базовому и новому вариантам.

Продолжительность операции определяется временем, затраченным на ликвидацию аварий, то есть без учета организационных простоев и работ по ремонту наземного оборудования и сооружения.

Затраты средств на ликвидацию аварий, зависящие от времени, определяются по формуле:

(4/9/)

где Сав - затраты средств на ликвидацию аварий, руб ;

Сч - себестоимость часа эксплуатации буровой установки по затратам, зависящим от времени;

tа - время, затраченное на ликвидацию аварии, час;

0,98 - коэффициент, понижающий себестоимость часа эксплуатации буровой установки по затратам, зависящим от времени, на период ликвидации аварии.

Общие затраты на ликвидацию аварий исчисляется по формуле:

где За - общая величина затрат, связанных с ликвидацией аварий, руб.;

Звр - затраты, зависящие от времени ликвидации аварии;

Зм - стоимость материалов, израсходованных при ликвидации аварии, руб ;

Зби - стоимость бурильного инструмента, пришедшего в негодность в результате аварии, руб ;

Зу - стоимость услуг сторонних организаций, руб ;

Корректировка себестоимости часа эксплуатации буровой установки производится по формуле:



где Зч - себестоимость часа эксплуатации буровой установки для базового варианта;

- коэффициент, учитывающий изменение себестоимости часа эксплуатации буровой установки в зависимости от скорости бурения.

Величина кч определяется по формуле:

Где - рост (+), (-) - снижение, скорости бурения по сравнению с приведенными в таб.1 и1а приложения, м/ст.мес;

- поправка к себестоимости часа в % на 100 /ст.мес. изменения скорости бурения.

Расчет экономического эффекта.

Исходные данные

эксплуатация

1.Способ бурения

2.роторно-турбинный

3.Вид привода:

электрический

4.Глубина скважины, м1300

5.Количество прихватов, шт. 2

6.Средняя удаленность кустов от базы, км27

7.Среднее количество нефтяных ванн на ликвидацию одного прихвата, 4,3шт.

8.Средне количество нефти на установку ванны, т 5,8

9.Среднее время закачки одной ванны агрегатом ЦА-320, час 0,6

10.Время, затраченное на ликвидацию прихватов в данном году, час 984

Расчетные показатели

11. Цена тонны нефти, руб. 870

12. Транспортировка тонны нефти, руб. 78,4

13. З/ плата буровой бригады при безметражных работах, вахта 4 чел, руб. в час

14. Работа ЦА-320 за час, руб. 169,0

15. Пробег ЦА-320 за км, руб. 4,95

Расчет установки нефтяной ванны

16. Количество нефти, затраченное на установку ванн, т. 2*4,3*5,8=49,88

17. Цена затраченной нефти, руб. 49,88*870=43395,6

18. Цена доставки нефти на буровую, руб. 49,88*78,4==3910,6

19. Стоимость пробега ЦА-320, руб. 4,95*27=133,7

20 .Стоимость работы ЦА-320, руб. 4,3*0,6*2*169,0=872,04

21. Всего на установку нефтяных ванн, руб. 48311,94

22. На ликвидацию одного прихвата, руб. 48311,94:2==24155,97

23. Время на ликвидацию одного прихвата, час 984:2=492

Расчет экономического эффекта

24.Себестоимость часа эксплуатации буровой установки по затратам, зависящим от времени 1232,9

25. Себестоимость 1 м по затратам, зависящим от времени, руб.

1213173,6:1300=933, 274,5*0,989=933,2

26. Коммерческая скорость , м/ст. мес. 1300:0,791=16461664

27. Время бурения, ст. мес. 569,2:720=0,791300:1664=0,78

28. Календарное время бурения, час 569,2 533

29 Себестоимость скважины по затратам, зависящим от времени, руб.

1300*933,2 =1232,91300*933,2=1232,9

30.Всего затрат, связанных с установкой нефтяных ванн и зависящих от времени, руб. 230384, 361232,9

Итого экономический эффект от соблюдения технологии ведения буровых работ не допустившими прихвата в скважине, руб.

229151,46 1300:1664=0,78

28. Календарное время бурения, час

569,2533

29 Себестоимость скважины по затратам, зависящим от времени, руб.

1300*933,2= 1232,9

30.Всего затрат, связанных с установкой нефтяных ванн и зависящих от времени, руб. 230384,361232,9

Итого экономический эффект от соблюдения технологии ведения буровых работ не допустившими прихвата в скважине, руб. 229151,46

4. Техника безопасности при проведении ловильных работ

До начала ловильных работ не всегда можно составить точное представление о состоянии части бурильной колонны, оставленной в скважине (Поэтому при возникновении аварии необходимо подготовиться к тому, что оставленная часть колонны окажется прихваченной и ликвидация аварии будет происходить в сложных и опасных условиях).

Для предупреждения несчастных случаев с персоналом, участвующим в ликвидации аварии, необходимо проводить следующие мероприятия.

1. Работы по ликвидации аварий в скважине буровой мастер должен вести под руководством старшего инженера (мастера) по сложным работам или главного инженера УБР (экспедиции, разведки, участка). Присутствие остальных инженерно-технических работников внутри фонаря и в пределах опасной зоны нежелательно.

2. До спуска ловильного инструмента в скважину необходимо проверить состояние талевого каната и надежность его на случай прихвата оставшейся части бурильной колонны, приспособления для крепления неподвижного конца талевого каната, индикатора веса и особенно правильность положения стрелок приборов, четкость записей пишущего прибора, качество и состояние крепления дюритового шланга и трубочек от трансформатора к показывающим и пишущим приборам индикатора веса, вышки и крепления ее соединений, а также прочность фундаментов под ногами вышки, кронблока, талевого блока, трансмиссий и тормозной системы лебедки, вкладышей и стопорных устройств ротора и вертлюга.

После проверки исправности перечисленного оборудования в скважину спускают ловильный инструмент.

3. Крепление ловильного инструмента и другие работы в скважине при подвешенной на ведущей трубе колонне бурильных труб выполняют при застопоренных вкладышах и зажимах клиньев ротора, чтобы предупредить выпадение их при резком вращении или внезапном подъеме. Кроме того, зажимы (клинья) должны быть закреплены болтами.

4. Площадь внутри вышки должна быть свободной от посторонних предметов.

5. Помимо изложенного, при работах по освобождению прихваченной бурильной или обсадной колонны необходимо удалить всех рабочих, кроме бурильщика, из опасной зоны на расстояние не ближе 60 м от вышки. При бурении с использованием дизельного привода в дизельном помещении остается дизелист, который должен быть предупрежден об обязательном нахождении в безопасной зоне (в пределах условной линии продолжения диагоналей фонаря).

Необходимо также дополнительно укрепить штроп вертлюга от выпадения из зева крюка петлями из прядей талевого каната, которые закрепляются в серьгах вертлюга.

Развинчивать сильно закрепленные резьбовые соединения следует после подогрева замков (кислородными горелками или другими источниками тепла). При отсутствии автоматических ключей резьбовые соединения надо раскреплять машинными ключами с установкой страховых канатов.

Крепление рабочего и предохранительного канатов на ключе должно предотвращать их разъединение в любых условиях работы.

6. При применении кислотных ванн рабочие, участвующие в смешивании и закачивании кислоты в скважину, должны работать в костюмах из кислотостойкой ткани, исключающей поражение участков тела кислотой. Лица работающих должны быть защищены маской, руки -- резиновыми перчатками, а ноги -- резиновыми сапогами с брюками навыпуск.

7. При отбивке бурильной колонны ротором с подъемного крюка должны быть сняты штропы.

8. При нефтяных и кислотных ваннах под заливочной головкой или под ведущей трубой устанавливается обратный клапан.

9. При работе с торпедами из детонирующего шнура (ТДШ) необходимо руководствоваться Едиными правилами безопасности при взрывных работах.

При ликвидации аварий следует строго руководствоваться Правилами безопасности в нефтедобывающей промышленности.

Заключение

В дипломном проекте были описаны виды и классификации аварий, причины их возникновения. Также был рассмотрен ловильный инструмент, его конструкция и назначение. Основное внимание было уделено ловильным работам. Было описано много факторов при которых процесс залавливания имел бы лучший результат. Были рассчитаны максимально допустимые значения нагрузки которую можно применять для труб. В данном расчете была рассмотрена максимальная нагрузка для труб разных диаметров и разной группы прочности. Так же был заделан расчет на определение глубины прихвата.

В данной работе были описаны причины и обстоятельства повышающие возникновения аварий и по чьей вине они мугут происходить. В основном аварии могут происходить из-за некомпетентности и плохой квалификации рабочих , так как они не проверяют инструменты и буровое оборудование, это становится причиной аварий , вот по этому в зарубежные предприятия на практику не берут студентов , потому что они не хотят чтобы случались аварии . Ёще аварии бывают связанные с техникой сейчас буровые работают больше на технике и это выгодно предприятиям так как с техникой меньше проблем , она работает точно и полностью автоматизирована.