Сергей Черненьков

Аварийно-ловильные работы (Fishing) и очисткa ствола скважины

Recommended Posts

Господа,

во время последних аварийных (ловильных) работ столкнулся с необходимостью ориентировочного расчёта ударного импульса гидро-механического яса. Расчёт, конечно, не может быть сделан с высокой точностью, но так как ясы в компоновке с акселлератором дают импульсный удар в 2-5 раз сильнее, чем натяжение колонны, хотелось бы знать более точно, что у меня произойдет в скважине... удар в 2 или 5 раз сильнее.

Сделал 2 расчёта: исходя из расчёта коэффициента усиления по УБТ (amplification factor) - по первому пути, и из эмпирических данных по наиболее часто употребляемым комбинациям ясов / акселлераторов - по второму, но получилась разница - см. нижний график на приложенном рисунке.

Hе занимался ли кто-либо аналогичными расчётами? Если да, то исходя из какой теории?

post-3827-1227889915_thumb.jpg

Поделиться сообщением


Ссылка на сообщение
Поделиться на других сайтах

Занимался расчетами по ГУМ-162...

Там все просто (описание при выбивании вверх): соединился, разгрузил инструмент на 6-8тн (зарядил ГУМ), далее делаешь нагрузку на крюке на необходимое количество тонн. Т.е. необходимое усилие для освобождения прихваченной части КНБК, например, составляет 30тн. Делаем расчеты (в зависимости от пород), получаем цифру, например, в 90тн.

Соответственно, нагрузка на крюке сверх собственного веса должна быть 90тн.

Думаю, что у яссов немного сложнее...

Поделиться сообщением


Ссылка на сообщение
Поделиться на других сайтах

Пользователь VasiliyPl задал вопрос в разделе "Бурение", хотя данная тема относится к КРС и Ликвидации. Поэтому я решил её продублировать в нашем разделе, полагая, что она найдёт больше откликов среди специалистов по КРС.

Проблемы возникающие при проведении работ по извлечению обсадных колонн, пути их решения и существующее оборудование, а также компании занимающиеся указанным видом работ?

И существует ли вообще необходимость в извлечении обсадных колонн?

Поделиться сообщением


Ссылка на сообщение
Поделиться на других сайтах

Основные проблемы:

1. Цемент за колонной

2. Большой вес - требуется привлечение оборудования с большой грузоподъемностью

Необходимость по извлечению есть, как пример:

1. Для бурения бокового ствола можно извлечь часть эксплуатационной колонн - тогда можно использовать оборудование для бурения более типовое (например колонна 140 мм с внутрениим диаметром 118, если извлечь можно получить ствол с более большим диаметро, соответсвенно и применять долото, забойный двигатель и пр - большего диаметра)

2. Худая колонна, обрыв колонны ну и т.д.

Естественно просчитывается стоимость этих работ - может дешевле новую пробурить glare.gif (из опыта восстановление скважины с бурением 2-го ствола обходится порядка 65 - 80% от строительства новой)

Поделиться сообщением


Ссылка на сообщение
Поделиться на других сайтах

Обсадные колонны чаще всего извлекают частично выше уровня цемента за этой колонной в процессе КРС или Ликвидации скважин в следующих случаях:

1) при КРС необходимо заменить верхнюю секцию колонны из-за её механических повреждений, таких как смятие, повышенная коррозия или другие повреждения не позволяющие установку пластырей (колонных пакеров = internal casing patch), промежуточный цементаж (cement squeeze), или другие методы зональной изоляции и ремонта. Ограничивающими факторами для ремонта могут являться как смятие колонны на большом участке, препятствующее извлечению скважинного добывающего оборудования (ЭЦН, пакера, кожуха ШГНб и т.д), так и просто большой участок повреждений, не позволяющий установку пластырей, или когда такая установка нанесла бы существенное снижение размеров планируемого добывающего оборудования, которое приведёт к критическому снижению производительности скважины.

При ремонтах обсадная колонна отрезается механическими или гидро-механическими резцами (использование химических, плазменных, или кумулятивных инструментов в этом случае, обычно не рассматриватся, как опция) выше уровня цемента в заколонном пространстве. С извлечением колонн из зацементированного интервала мне лично за 19 лет работы сталкиваться не приходилось.

2) при Ликвидации скважины правила обычно требуют полную цементную изоляцию верхнего участка скважины (выше водонесущих горизонтов) от поверхности. Чтобы таковую обеспечить, все обсадки в этом интервале (иногда оставляем кондуктор) должны быть извлечены. В этом случае результаты цементной изоляции наиболее высоки из-за схватывания непосредственно с породами.

Кто занимается? Я бы сказал, что, по необходимости - та компания КРС, у которой подряд на проведение работ. Но, конечно, специальные инструменты (как резаки, центраторы, стабилизаторы колонны, и т.д - такими ловильными компаниями как Weatherford), и спец-сервисы (как тампонажные работы - по большому счёту - любой тампонажной фирмой) предоставляются третьими участниками производства.

Всё это - в общем. Если будут детальные вопросы по сказанному выше - спрашивайте. Описывать все технологии и инструменты без конкретизации вопросов мне кажется тратой времени. Но с удовольствием отвечу на конкретные вопросы.

Поделиться сообщением


Ссылка на сообщение
Поделиться на других сайтах

Да из участка с наличием цементного кольца колонну не извлечеш, но зато есть технологии по ее полному фрезерованию.

Поделиться сообщением


Ссылка на сообщение
Поделиться на других сайтах

Благодарю Вас за интерес к данной теме, и ту информацию которая предоставлена, с моей стороны вопросы возникли в связи с тем что к нам обратились несколько компаний для разработки оборудования для извлечения обсадных труб (колонн) диаметром до 325 мм (российские производители производят оборудование усилием до 200 тонн и на меньшие диаметры труб), и возникла необходимость проработать как возможных потребителей, так и возможные нюансы возникающие при проведении данных работ, указанные здесь механические повреждения труб такие как смятие и повышенная коррозия, а также возможный разрыв трубы при ее извлечении.

Сейчас разработан проект установки для извлечения обсадных труб диаметром до 325 мм:

- включает в себя набор кулачковых зажимов диаметр извлекаемых труб 50, 73, 159, 168, 219, 273 и 325 мм;

- усилие прямого хода установки 440 тонн (два цилиндра по 220 тонн);

- усилие обратного хода установки 160 тонн (два цилиндра по 80 тонн);

- ход штока цилиндров 550 мм;

- минимальная высота подхвата 495 мм;

- габаритные размеры (ДхШхВ) 1320х760х1555 мм;

- вес 1750 кг.

Письмо_по_установке_УИТ__бланк_.doc

Поделиться сообщением


Ссылка на сообщение
Поделиться на других сайтах

Очень полезная, на мой взгляд, установка.

Но её применение лежит вне того, что мы с вами выше обсуждали...

Показания к пременению данной установки будут в том случае, если грузоподьёмность буровой или станка КРС недостаточна для подъёма колонны труб (НКТ или обсадной колонны).

Я пару месяцев назад в своих операциях столкнулся с необходимостью извлечения незацементированной обсадной колонны (летучки) (7", 26 фунтов/фут = 177.8 mm, 38.78 kg/m) длиной 10,400 футов (3,170 m) в 9.1 фунтов/галон (1,090 kg/m3) солевом растворе c коэффициентом выталкивания 0.8626.

Соответственно, чистый вес колонны в жидкости был 234,000 фунтов (106 тонн). Подъёмник КРС, который стоял на скважине, имел маkcимальную грузоподъёмность 300,000 фунтов (136 тонн), но, учитывая рекоммендованый коеффициент безопасности 20%, безопасная нагрузка на крюк составляет 240,000 фунтов (104.5 тонн).

Соответстевенно, соотношения веса колонны и разрешённой грузоподъёмности станка были, практически, равны.

Так как колонна была какое-то время подвешена в клиновой колонной головки, срывная нагрузка была намного выше, чем расчётная величина.

Пришлось мне в срочном порядке придумывать и расчитывать, а моему супервайзеру КРС - строить инструмент для срыва колонны с клиньев головки на базе 2х 100-тонных гидравлических домкратов. Потом-то, после срыва, пошло, как по маслу, но почти сутки потеряли на эти модификации.

Эх, если бы у нас была тогда эта установка, которая здесь предлагается!

Кстати, её принцип её дизайна "содран" со Snubbing Unit... только в миниатюре. Но это не снижает её полезности в определюнных ситуациях. От цены зависит...

Но я ссылочку сохранил... В следующем году будем спускать несколько 7" колонн, может и пригодится...

Поделиться сообщением


Ссылка на сообщение
Поделиться на других сайтах

Да оборудование нужное.

У меня как и у Sergei года 3 назад была проблема со снятием с клиньев эксплуатационной колонны:

146 мм на глубине 2300 произошел разрыв (по локатору явно видно что по муфтовому соединению). На устье был А50, вес колонны ~ 73 тонн (62 в жидкости). Тундра, летом - на фонде всего 3 скважины

Ставили домкрат 100 т, подъем не делали - накрылись (хорошо ход был в обратную сторону), зацементировали - досих пор эксплуатируют.

Вопрос опора на два "пятака", колнные головки могут достигать 1,5-2,5 м над землей- фундамент не разрабатывали?

Отдельный гидравлический насос (станция) или от существующих моделей?

Поделиться сообщением


Ссылка на сообщение
Поделиться на других сайтах

Для Sergei, т.к. я с нефтяной отраслью связан только тем, что в нашем оборудовании используется гидравлическое масло, а также есть автомобиль который «кушает» продукты нефтяной отрасли, я пытаюсь разобраться в применяемости того, что разработали наши конструктора (кстати, принцип ее дизайна «содран» со Snubbing Unit, могу сказать, что проектировали на основе отечественных разработок, иностранный опыт не брался, т.к. принцип у всех почти одинаков).
После разработки проекта конструктора дали нам техническую информацию, что применяемость установки как раз для излечения зацементированных колонн при ликвидации скважин, по требованию экологов и перспективы использования повторно обсадных труб. Информация дана скудная, но есть желание разобраться, для того чтобы разработанный проект не был единичным изделием.
По вопросу цены, она приемлемая, не пытаемся «срубить денег» за раз и много и этим отпугнуть потенциальных заказчиков.

Для DrillPipe, по поводу опоры, конструктора нарисовали для нас, специалистов по сбыту, картину скважины «торчит из земли труба, а вокруг нее зацементированная площадка», сам не был на нефтепромысле и не представляю, что из себя представляет скважина. Разработка фундамента или какой-то дополнительной опоры под установку возможно при предоставлении дополнительных данных или расширенного технического задания.
По данной установке, сейчас дорабатывается механизм сцепления (т.е. при извлечении может произойти заклиниванивание трубы, а т.к. зажаты верхние кулачки, при обратном ходе зажимаются нижние кулачки, установка заклинивается), дальше будет изготовление и на январь-февраль планируется проведение испытаний на базе заказчика в Тюменской области, получение первых отзывов и замечаний.
По вопросу гидравлического привода, предлагаем свои насосные станции (скорость работы зависит от производительности, т.е. при заказе необходимо указывать требуемую скорость работы), а также возможно использование мощностей гидравлического оборудования установленного на скважине (буровая установка и т.д.), для этого поставляется мультипликатор давления позволяющий входное давление поднимать до необходимых 70 МПа (необходимо указывать характеристики давления и подачи оборудования предполагаемого для использования в роли источника давления).

Поделиться сообщением


Ссылка на сообщение
Поделиться на других сайтах

Я не зря задал вопрос по основанию - заявляя такую мощность по грузоподъемности, необходимо надежно крепить установку (анкерные болты в основании, система оттяжек и пр). Представьте натянете 400 тон - и произойдет обрыв трубы на устье. В какую сторону бежать пом.бурам glare.gif ?

Делали расчет что произойдет в этом случае для 1,7 тонной установки?

Поделиться сообщением


Ссылка на сообщение
Поделиться на других сайтах

Здравствуйте. У нас в скважине сломался КОС-2 (по телу) производства ЗАО "Измерон". На поверхность подняли шток с поршнем и обломаный цилиндр КОС-2(НП-90). Часть цилиндра осталась в скважине длиной приблизительно 1 м. и контейнер НКТ-73 153 м. Диаметр цилиндра, наружний составляет 106 мм. внутренний 90 мм. цилиндр ввернут в шариковый клапан, наружний диаметр которого составляет 120 мм. Внутренний диаметр э/к=132 мм. Подскажите чем его можно "взять" металл хрупкий внутреняя часть цилиндра полированная, труболовками не цепляет. За наружу нет инструмента в наличии (пробовали колоколами не берет, каленый скорее всего, крошится). Фрезами работать не хочется, долго т. к. дойдет до клапана и будешь на шарике кататься, неизвестно сколько. Подскажите может будут какие-нибудь идеи, предложения.

Поделиться сообщением


Ссылка на сообщение
Поделиться на других сайтах

Попробуйте за муфту обратного клапана, проходным колоколом (гладким)

Поделиться сообщением


Ссылка на сообщение
Поделиться на других сайтах

Что этой компоновкой делали? Чистили забой? От чего? Голова аварийная на планируемой глубине?

Поделиться сообщением


Ссылка на сообщение
Поделиться на других сайтах

Добрый день. Эскиз нарисую вечером. К сожалению у нас нет в наличии таких гладких колоколов. Компановкой хотели почистить забой после освоения (сделали ГРП). Проппантом перфорацию немного перекрыло. Но самое что интересное обрыв произошел в скважине, при спуске компановки, спустили контейнер, навернули КОС-2, одну НКТ-73, спустили и потеря веса, парадокс. Индикатор веса посадок не показал. Слом чистый, правда наблюдаются трещины на внутренней части цилиндра. Возможно был удар, но на той чати которая осталась на устье мех. повреждений не наблюдается. А то что улетело уже не определить. Морозец градусов 30 С., может это все и повлияло.

Поделиться сообщением


Ссылка на сообщение
Поделиться на других сайтах

То что улетело до очистки забоя - уже хорошо, можно быть уверенным, что компоновку не присыпало и не придется по частям отворачивать.

"Возможно был удар, но на той чати которая осталась на устье мех. повреждений не наблюдается. А то что улетело уже не определить. Морозец градусов 30 С., может это все и повлияло." - насос на мостках крепили или на устье гидравлическим ключом за тело?

Попробуйте что-то типа этого, но всетаки советую вытачить самим гладкий колокол или подобрать аварийный инструмент (пусть потеряете время на изготовление, но авария такое дело спешить не стоит)

аварийный_инструмент.doc

Поделиться сообщением


Ссылка на сообщение
Поделиться на других сайтах

Сейчас к сожалению, это не получится т. к. пробовали метчиком, результата не дало. Затем спускали ловитель тип мятой трубы. Заход был, но при срыве ни затяжек ни чего, а подняли кусок цилиндра который видимо, был отломлен при работе метчиком. Повторное СПО ловителя результата не дало. Сейчас не знаю какое решение примут технологи но из инструмента у бригады только колокола и фрезы торцевые ЗФЗ-124. Спаибо за предложение DrillPipe, но я думаю таким ловителем не возьмешь, они не плохо ловят под муфту или под флянец УЭЦН. а за гладкое тело не зацепишь, вес многоват. Посмотрим что решат наши специалисты, позже обязательно напишу результат. А, кстати ответ на твой вопрос: Крепили на устье, т. к. там с обоих сторон патрубки НКТ-73.

Поделиться сообщением


Ссылка на сообщение
Поделиться на других сайтах

Не надо за гладкое делайте под муфту (обратного шарового клапана), растояние всего 1 метр. А мятую трубу то же за тело делали? Ловите за муфту.

Поделиться сообщением


Ссылка на сообщение
Поделиться на других сайтах

И всё это дело закончится торцевым фрезом! Продолжение следует...

Поделиться сообщением


Ссылка на сообщение
Поделиться на других сайтах

Добрый вечер, достали этот долбаный насос колоколом КС-110, фрезеровать не пришлось но времени все равно много потратили на ликвидацию, аварии.

Поделиться сообщением


Ссылка на сообщение
Поделиться на других сайтах

Я больше склоняюсь к удару или о ротор или превентор. Ну не может КОС-2 на котором более 50 СПО лопнуть просто так, с хвостовиком весом около 1,3 т. у него по паспорту 20 т. Последствия будут немного позже смотря кто кого убедит.

Поделиться сообщением


Ссылка на сообщение
Поделиться на других сайтах

Может быть так?

Вся длина насоса 4 м, слом произошел на растоянии 1 м от низа (если я правильно понял из вашего сообщения)

Если СПО производят при помощи подвесного гидравлического ключа, то это как раз расстояние от спайдера до места работы плашками ключа. При множестве СПО могло произойти нарушение.

Рассмотрите такой вариант.

А можете выслать фотографию места слома на той части насоса которая осталась на устье?

Поделиться сообщением


Ссылка на сообщение
Поделиться на других сайтах

Интересует ликвидация осложнений на скважинах, связанная с полетами ГНО, оборудования используемого при ТКРС. Полезно услышать реальные случаи из практики. Что и как получилось? Чем ликвидировали? Какой результат? Думаю будет интересно. Вспомните! :1smile:

Поделиться сообщением


Ссылка на сообщение
Поделиться на других сайтах

Создайте аккаунт или войдите для комментирования

Вы должны быть пользователем, чтобы оставить комментарий

Создать аккаунт

Зарегистрируйтесь для получения аккаунта. Это просто!

Зарегистрировать аккаунт

Войти

Уже зарегистрированы? Войдите здесь.

Войти сейчас