Фрезер забойный комбинированный ФЗКпредназначен для кольцевого фрезерования по наружному диаметру и последующего фрезерования по всему сечению незакрепленных предметов в колонне. Состоит из переводника, торцевого и кольцевого фрезеров. Торцевой фрезер имеет промывочные каналы и присоединительную резьбу для хвостовика.
Фрезер истирающе-режущий пилотный ФПпредназначен для фрезерования в обсаженной колонне НКТ и бурильных прихваченных труб, пакеров, сплошного дна, муфт, хвостовиков, замков, элементов ЭЦН и т. д. также его применяют для подготовки фрезеруемых объектов к захвату ловильным инструментом.
Фрезер колонный конусный ФККпредназначен для фрезерования поврежденных мест (смятий, сломов) эксплуатационных колонн скважин под шаблон соответствующего размера, а также очистке стенок ствола скважины от цементной корки.
Конусные райбера РК 1предназначены для фрезерования верхнего поврежденного конца оставшихся в скважине НКТ. На конической поверхности райбера имеются зубья; для прохода промывочной жидкости предназначено сквозное отверстие. Фрезерование поврежденной трубы позволяет спускать внутреннюю труболовку на глубину не менее 0,5 метров. Райберы выпускают с правым и левым направлением резьбы из стали марки 20Х, подвергают термообработке – цементации зубьев с последующей закалкой и отпуском.
Пакеры
Пакер предназначен для разобщения отдельных участков ствола скважины с целью:
- Подачи изоляционного реагента, кислоты в заранее выбранный интервал
- Проведение гидроразрыва пласта (ГРП) для предотвращения повреждений эксплуатационной колонны
- Изоляции негерметичности (дефекта) эксплуатационной колонны
- Одновременно-раздельного закачивания жидкости и одновременно-раздельной добычи нефти или газа
- Поиска интервала (глубины) негерметичности эксплуатационной колонны, путем ее поинтервальной опрессовки.
По способу установки в скважине пакеры подразделяются на пакеры с опорой на забой и без опоры. К низу пакеров с опорой на забой присоединяют трубы (хвостовик), от длины которого зависит глубина установки пакера. Пакеры без опоры на забой можно устанавливать на любой глубине скважины.
В зависимости от направления действующих усилий различают пакеры следующих типов:
- ПВ – перепад давлений направлен вверх
- ПН – перепад давлений направлен вниз
- ПД – перепад давлений направлен как вниз, так и вверх.
По способу создания сил, деформирующих уплотнительный элемент, пакеры делятся на:
- механические - уплотнение происходит под действием веса колонны труб.
- гидравлические– уплотнение происходит за счет перепада давления сверху и снизу пакера.
Механические пакеры более простые по конструкции, однако, веса трубы не всегда хватает для уплотнения. Гидравлические пакеры способны воспринимать большие перепады давления (до 50 мПа), но сложны по конструкции.
Шифр пакеров означает: буквенная часть – тип пакера (ПВ, ПН, ПД), способ посадки и освобождения (Г – гидравлический, М – механический, ГМ – гидромеханический) и наличие якорного устройства (буква – Я); цифра перед буквами – номер модели; первое число после букв – наружный диаметр, мм; второе число – максимальное рабочее давление; последняя буква и цифра – сероводородостойкое исполнение (К2).
Пакер ПВ-М (уплотнительные элементы резиновые) применяют при проведении ремонтных работ и при обработках призабойной зоны пласта. При спуске пакера в скважину шлипсы фиксируются в нижнем положении, для их освобождения необходимо вращение подвески НКТ по часовой стрелке на ¼ оборота. При дальнейшем спуске труб шлипсы упираются в экс.колонну, и происходит уплотнение резинового элемента пакера. Для освобождения пакера создают растягивающую нагрузку.
Шлипсовый пакер ПНМШ состоит из головки, штока, фонаря, двух резиновых манжет, ограничителя и опорного кольца. Уплотнение манжет осуществляется под действием веса НКТ при опоре конуса на шлипсы пакера. Для установки пакера его приподнимают на 0,3 -0,5 м с последующим поворотом труб вправо на 1 – 1,5 оборота. Пакер поднимают на поверхность через 2 часа после снижения давления под ним.
Пакер гидравлический самоуплотняющийся ПНГСсостоит головки, штока, фонаря, двух резиновых манжет, ограничителя и опорного кольца. Уплотнение резиновых манжет осуществляется за счет давления жидкости.
Пакер гидравлический ПНГК состоит из головки, опорного кольца, ограничителя, верхней ограничительной манжеты, гидравлической манжеты, фонаря и клапана. Уплотнение гидравлической манжеты осуществляется за счет давления жидкости при ГРП.
Промежуточный гидромеханический пакер ППГМ – 1предназначен для разобщения двух участков экс.колонну при обычной или раздельной эксплуатации скважин. Он состоит из уплотнительного, заякоривающего, клапанного устройств и гидропривода. После спуска пакера в скважину для сжатия уплотнительных манжет, проходное отверстие пакера перекрывается сбрасываемым шариком. В колонне НКТ создается давление, винты (пины) срезаются, поршень передвигает плашки по конусу и пакер с помощью якоря укрепляется в экс.колонне. Отсутствие необходимости вращения колонны НКТ позволяет применять этот пакер в глубоких и наклонных скважинах.
Пакер КПИ 5 – 500предназначен для многократных операций по обработке ПЗП без подъема оборудования, а так же для одновременно-раздельного закачивания воды в пласт. После спуска пакера в скважину на НКТ в них создаются избыточное давление и шлипсы якоря входят в зацепление со стенками экс.колонны. Под действием веса колонны НКТ уплотнительные манжеты герметизируют интервал обработки, удерживаясь фиксатором в рабочем положении.
Прежде чем спустить пакер в скважину, необходимо обследовать колонну конусной печатью и установить проходимость шаблоном с устья до верхних отверстий фильтра. Длина размер шаблона должна быть несколько больше существующего размера пакера.
Якори
Якори – устройства, предназначенные для закрепления колонны подъемных труб за стенку эксплуатационной колонны с целью предотвращения перемещения скважинного оборудования под воздействием нагрузки. Якори применяют преимущественно с пакерами типа ПВ и ПН. Перед каждым спуском якоря проверяют надежность крепления резьбовых соединений корпуса с головкой и хвостовиком; герметичность уплотнения и выдвижение плашек при избыточном внутреннем давлении. После подъема этих устройств их тщательно промывают и очищают от грязи, песка и парафина, тщательно очищают от нефти резиновые манжеты. Якори ЯГ и ЯГ-1предназначены для предотвращения скольжения скважинного оборудования внутри эксплуатационной колонны.
Якорь ЯГ. На стволе его установлен конус, имеющий направляющие для плашек, вставленные в Т-образные пазы плашкодержателя. Якорь, спускаемый в скважину на колонне НКТ, закрепляется при помощи жидкости под давлением. Жидкость, попадая под поршень, срезает винты, перемещает плашкодержатель и плашки вверх, которые расходятся в радиальном направлении и заякориваются на внутренней стенке экс.колонны. якорь освобождается при подъеме колонны труб.
Якорь ЯГ-1состоит из корпуса, в окна которого вставлены плашки, удерживаемые пружиной в утопленном состоянии. Планки крепятся на корпусе при помощи винтов. Закрепление якоря в колонне происходит при выдвижении плашек наружу в радиальном направлении и внедрении в стенку колонны. После прекращения нагнетания жидкости в скважину плашки, под действием пружин, возвращаются в исходное положение, в результате чего освобождается якорь.
Капитальный ремонт скважин
Капитальный ремонт скважин – комплекс работ, связанный с восстановлением работоспособности эксплутационных колонн, цементного кольца, призабойной зоны пласта, ликвидация аварий, спуск и подъем оборудования для раздельной эксплуатации и закачки.
В зависимости от объема работ, их характера и степени сложности капитальные ремонты подразделяются на две категории сложности:
- Ремонты при глубине скважины до 1500 метров
- Ремонты в скважинах свыше 1500 метров
Ко второй категории также относят независимо от глубины скважины, все виды наиболее сложных и трудоемких работ, связанных с ликвидацией аварий и осложнений, исправлением смятий или заменой участков поврежденных обсадных колонн, проведением гидроразрыва пласта; работы в скважинах с сильными нефтегазопрявлениями; ремонты в наклонно-направленных скважинах; все виды ремонтно-изоляционных работ; все необходимые технологические неоднократные цементные заливки.
Таблица № 3. Виды работ по КРС.
| Виды работ по капитальному ремонту скважин | Технико-технологическиетребования к сдаче |
| Ремонтно-изоляционные работы.Отключение отдельных обводненных интервалов пласта. | Выполнение запланированного объема работ, снижение обводненности продукции. |
| Отключение отдельных пластов. | Герметичность колонны, цементного кольца в интервале отключаемого пласта или герметичность пакерующего устройства. |
| Исправление негерметичности цементного кольца. | Выполнение запланированного объема работ, снижение обводненности продукции, увеличение дебета. |
| Наращивание цементного кольца за эксплуатационной колонной.з стальной проволоки, которую свивают в пряди. ропов. ом, так, чтобы он мог перемещаться во время СПО.тяжной ролик, закрепляют | Отсутствие поверхностных выходов жидкости и газа и перетоков за колонной. |
| Устранение негерметичности эксплутационной колонны | Герметичность колонны при опрессовке. |
| Крепление слабосцементированных пород. | Отсутствие выноса песка при эксплуатации скважины. |
| Устранение аварий, допущенных в процессе эксплуатации и ремонте скважины. | Выполнение запланированных работ, прохождение шаблона до необходимой глубины. |
| Переход на другие горизонты и приобщение пластов. | Уменьшение потерь нефти. |
| Ремонты скважин, оборудованных пакерами. | Герметичность пакера, увеличение дебета нефти. Увеличение, сокращение объемов закачки воды. |
| Зарезка и бурение второго ствола. | Выполнение запланированного объема работ. |
| Ремонт нагнетательных скважин. | Герметичность колонны и кондуктора, увеличение, сокращение приемистости скважины. |
| Проведение СКО, ГРП. | Увеличение продуктивности нефтяных скважин и приемистости нагнетающих скважин. |
| Обработка суспензиями, коагулянтами, полимерами, смолами, растворами ПАВ. | Уменьшение степени неравномерности закачки воды по мощности пласта. |
Единицей ремонтных работ является скважино-ремонт. Это комплекс подготовительных, основных и заключительных работ, выполняемых на скважине от ее приема в ремонт до ввода в эксплуатацию.