Технологія проведення ловильних робіт трубоуловлювачем типу тво.

Перед спуском труболовки у свердловину:

- проводять візуальний огляд поверхні злому бурильної колони, яку підняли із свердловини;

- спускають в свердловину печатку, встановлюють глибину голови залишеної колони і місце її розташування в свердловині, порівнюють відбиток свинцевої печатки із зломом піднятої колони;

- визначають тип, склад компоновки, габаритні розміри її елементів та замірюють загальну довжину КНБК.

Для захоплення трубоуловлювач спускають в компоновці до голови залишеної колони. Відновлюють циркуляцію промивальної рідини, промивають свердловину і одночасно заводять трубоуловлювач всередину труби, а потім вимикають циркуляцію. Наявність корпусу на направляючому наконечнику 9 забезпечує безперешкодне попадання трубоуловлювача всередину труби. При подальшому його спуску перевідник 1, опираючись нижнім торцем в гайку 2, з’єднану жорстко з цангою 5, заштовхує її до місця захоплення.

При подальшому підйомі трубоуловлювача рухомий конус 7, впираючись в гумове ущільнення 8, стискає його, герметизує кільцевий простір і після цього розклинює цангу 5, створюючи при цьому надійне захоплення. Після цього знову відновлюють циркуляцію і переходять до підйому залишених у свердловині труб.

Якщо труби не звільнились, то проводять розходжування з натягом в межах допустимих величин міцності труб. При цьому розвантажувати обсадну колону не рекомендується. Підйом бажано виконувати на аварійному приводі.

Якщо отримано негативний результат, трубоуловлювач звільняють. Для цього бурильну колону розвантажують на 50‑100 кН нижче власної ваги, провертають вправо на 20-30 обертів і піднімають.

Трубоуловлювач внутрішній універсальний (ТВУ) (рис. 13.2) призначений для витягування із свердловин насосно-компресорних, обсадних і бурильних труб діаметром від 60 до 114 мм.

Трубоуловлювач у зібраному стані складається із трьох ловильних втулок 1, 2, 3, перевідника 4, корпуса 5, направлення під воронку 6, манжети  7, наконечника 8, воронки 9.

Корпус трубоуловлювача виконаний у вигляді конуса, що переходить у верхній частині в циліндр. Різьба на корпусі зворотна (ліва) по відношенню до різьбових з’єднань колони, на якій труболовка спускається в свердловину. Максимальний зовнішній діаметр конічної частини корпусу на 2-4 мм менший за внутрішній діаметр труб, які потрібно витягнути. Кожна ловильна втулка має зовнішню циліндричну і внутрішню конічну поверхні. Наявність розрізів сприяє деформуванню ловильних втулок в радіальному напрямку. Зовнішній діаметр ловильних втулок на 0,5‑4 мм перевищує внутрішній діаметр аварійної труби.

Підготовка до роботи в свердловині полягає в перевірці стану різьби, ловильних втулок, гумової манжети, а також встановленню ловильних втулок таким чином, щоб проріз вище розміщеної втулки знаходився посередині між прорізами попередньої втулки.

Рисунок 13.2 – Компоновка трубоуловлювача типу ТВУ

Під час роботи трубоуловлювач спускають до голови залишених труб, відновлюють циркуляцію промивальної рідини, міряють тиск і спускають трубоуловлювач до посадки. Зростання тиску промивальної рідини свідчить про попадання трубоуловлювача в трубу. При його відсутності поворотом ротора на 30-50° переміщають трубоуловлювач. Після попадання трубоуловлювача в трубу циркуляцію промивальної рідини припиняють і продовжують його спуск, ловильні втулки стискаються і входять в трубу. При підйомі бурильної колони трубоуловлювач заклинює ловильні втулки, що притискаються силою пружності до захопленої труби, і піднімає колону. При потребі трубоуловлювач звільняють для цього її натягують з зусиллям, яке перевищує на 30-100 кН вагу колони, і обертають, при цьому корпус від’єднується від перевідника по лівій різьбі і опускається. В обсадних колонах трубоуловлювачами можна працювати без направлення з воронкою.

Після засвоєння студентами призначення, конструктивних особливостей, геометричних розмірів, методики проведення ловильних робіт трубоуловлювачами та технології розходжування викладач видає індивідуальне (або на групу студентів) завдання.

Завдання:

Скласти план ловильних робіт трубоуловлювачами для наступної ситуації в свердловині, де вказують: глибину голови обірваної колони, форму злому, розміщення в свердловині, діаметр і довжину прихопленої колони та діаметр свердловини.

План ловильних робіт повинен включати в себе:

• вибір типу і габаритних розмірів трубоуловлювача;

• вибір типу і розміру центрувального пристрою;

• вибір типу і розміру перехідника;

• ескіз з вказаними на ньому типами елементів та основними розмірами компоновки;

• порядок ловильних робіт з вибраним трубоуловлювачем;

• технологічні розрахунки для проведення ловильних робіт;

• порядок розходжування прихопленої колони.

Завдання №1. На глибині 3000 м стався обрив бурильної колони ТБВК 102 мм з =10 мм по тілу труби, на віддалі 8 м від замкового з’єднання. Голова обірваної колони розміщена по центру свердловини 165 мм. Довжина інструменту, який залишився у свердловині – 1000 м. Скласти план ловильних робіт.

Завдання №2. У свердловині глибиною 5100 м при підйомі відбувся обрив бурильної колони (ТБВК-89 з =9мм) по тілу труби на відстані 10 м від замкового з’єднання. Діаметр свердловини 139,7 мм. Довжина залишеного інструменту 600 м. Скласти план ловильних робіт.

Завдання №3. У свердловині 295,3 мм та глибиною 2100 м, стався обрив обсадної колони (ОТТГ-219 з =10мм) по різьбі. Довжина обірваної колони 1000 м. Голова обірваної колони розташована по центру свердловини. Скласти план ловильних робіт.

Завдання №4. У свердловині 490 мм, глибиною 1100 м стався обрив по різьбі обсадної колони (ОТТМ-324 з =10мм) на відстані 400 м від вибою. Голова обірваного інструменту розташована по центру свердловини. Скласти план ловильних робіт.

Таблиця 13.2 – Технічні характеристики труболовок типу ТВУ

Приклад складання плану ловильних робіт.

У свердловині глибиною 3000 м, 190,5 мм на глибині 2100 м стався обрив обсадної колони ОТТМ-146 з =8 мм по тілу труби на відстані 1 м від з’єднання. Голова обірваної труби розташована по центру свердловини. Довжина обірваної колони 900 м.

План робіт.

1. З довідкової літератури вибираємо для ліквідації аварії трубоуловлювач ТВО-146. Спуск трубоуловлювача проводитимемо на бурильних трубах ТБПК-127 з =12,7 мм, що з’єднуються замками ЗП-162-89 з замковою різьбою З-133. Перехідник трубоуловлювача оснащений приєднувальною різьбою З-101. Діаметр трубоуловлювачі – 134 мм, Довжина – 1174 мм.

2. Оскільки з’єднання ОТТМ має зовнішній діаметр муфти 166 мм то використання центрувального пристрою не передбачаємо.

3. Для з’єднання трубоуловлювача ТВО-146 з бурильними трубами ТБПК-127 застосовуємо перехідник П 133/101, довжиною 495 мм;

4. Ескіз компоновки представлений на рисунку 13.3.

5. Технологія проведення ловильних робіт описана вище.

6. Для проведення розходжування прихопленої колони необхідно встановити допустиму кількість обертів та силу натягу. Розрахунок в цьому випадку проводимо для бурильних труб.

Рисунок 13.3 - Ескіз компоновки з трубоуловлювачем

7. Технологія проведенння розходжування.

Спочатку відновлюють циркуляцію бурового розчину і підвищують продуктивність насосів до величини продуктивності у свердловині перед аварією. Час промивання свердловини повинен бути більшим або дорівнювати часу циклу. Згодом стараються провернути колону. Якщо після 2-3 спроб не вдається провернути колону, починають розходжування з поступовим збільшенням осьового навантаження, але не більше допустимого значення (Р_доп), міцності бурової вишки та вантажопідйомності талевої системи. Через 5-10 хв. розходжування бурильну колону стараються провернути ротором. Після 30-45 хв. інтенсивного розходжування зменшують осьове зусилля до ваги бурильної колони і приблизно через 30 хв. знову продовжують розходжування. Якщо не вдається витягнути колону, то встановлюють нафтову ванну і через 4-6 годин витримування ванни у свердловині розходжування повторюють. У випадку коли нафтова ванна не дала ефекту, поворотом вправо від’єднають бурильну колону від прихопленої частини і приймають подальші рішення з ліквідації аварії.

Контрольні запитання

1. Призначення трубоуловлювачів?

2. Принцип роботи конструкції трубоуловлювача типу ТВО?

3. Принцип роботи конструкції трубоуловлювача типу ТВУ?

4. У яких випадках при роботі з трубоуловлювачами не використовуються центрувальні засоби?

5. Які центрувальні засоби використовуються при роботі з трубоуловлювачами?