Открытые фонтаны наносят значительный ущерб и урон экономике производ- ственных предприятий и компонентам окружающей среды, принимая иногда харак- тер стихийных бедствий. На различных расстояниях от устья скважины могут возникать грифоны. При этом значительную опасность представляет присутствие в выбрасываемом флюиде сероводорода.
Основной причиной фонтанирования является неправильная или несвоевре- менная ликвидация газонефтеводопроявлений, что может быть обусловлено:
1. Необученностью членов буровой бригады методам предупреждения и уста- новления признаков началаГНВП.
2. Несоответствием конструкции скважины геологическим условиям. Например, неперекрытие интервалов поглощения обсадной колонной или несоответствие проч- ностной характеристики промежуточной колонны реальным давлениям вскважине.
3. Негерметичностью резьбовых соединений, смятием и некачественным це- ментированием обсадных колонн, в результате чего могут появитьсягрифоны.
4. Отсутствием или неисправностью ПВО и устройств для предотвращения выброса (обратные и шаровыеклапаны).
5. Отсутствием необходимого запаса бурового раствора набуровой.
6. Низкой производственной и технологической дисциплиной буровой бригады. При бурении из 202 случаев газонефтепроявлений 89 перешли в открытыефон-
таны, а при капитальном ремонте из 49 ГНВП-36 [12].
Открытые фонтаны классифицируются по следующим признакам:
1. Состояние устья скважины (фонтан с доступным устьем и фонтан с крате- ром на устье). Аварии с доступным (сохранившимся) устьем ликвидируются либо пу- тём замены вышедшего из строя ПВО на исправное при отсутствии в скважине колонны труб, либо при их наличии без смены ПВО путём закачки в трубы бурового раствора. Аварии с образовавшимся кратером на устье ликвидируются путём бурения одной или нескольких наклонно-направленных скважин. Первый вид аварий ликви- дируется намного быстрее и проще, чемвторой.
2. Состав пластового флюида (газовые, газонефтяные, нефтяные и газоводяные). Наиболее разрушительными и опасными являются газовые фонтаны, которые из-за значи- тельной подвижности газа и возникающих в скважине больших давлений могут сопро- вождаться грифонами и образовывать кратеры наустье. Газонефтяные фонтаны характеризуются небольшим содержанием нефти в газовой струе. Нефтяные фонтаны ме- нее разрушительны, чем газовые, но требуется проведение мероприятий по сбору нефти и предупреждению загрязнения окружающей природной среды. Газоводяной фонтан харак- теризуется выносом большого количества пластовой воды на поверхность, что в зимнее время будет способствовать обледенению вышки ибурового оборудования.
3. Состояние фонтанирующей струи (горящие и не горящие фонтаны). Воспла- менение газа или нефти может произойти от постороннего источника огня или самовос- пламенения. Источником воспламенения могут служить двигатели БУ, сварочные работы, курение, силовые и осветительные электрические приборы т. д. Причиной самовоспламе- нения являются разряды статического электричества. При ликвидации горящих фонтанов необходимо проведение дополнительных работ по растаскиванию сгоревшего оборудова- нияитушениюпожара.Наименееопасныгазоводяныефонтаны.
4. Характер действия фонтана (непрерывный и пульсирующий). Пульсиру- ющие фонтаны встречаются достаточно редко и ликвидируются намного проще, чем непрерывные.
5. Конфигурация фонтанной струи (распылённая и компактная). Если струя фонтанирующего флюида направлена вверх единым потоком, то струя считается компактной. Распыление струи происходит из-за негерметичности ПВО по конструк- циям оборудования, вышки, труб. Тушение компактной струи на сегодняшний день не представляет трудностей. Сложнее обстоят дела с тушением распылённой струи, для чего первоначально ПВО сбивается с устья выстрелами из артиллерийского ору- дия с целью превращения распылённой струи вкомпактную.
6. Мощность фонтана (небольшие – менее 0,5 млн м3/сут. газа, менее 100 м3/сут. нефти; средние – 0,5-1,0 млн м3/сут., 100-300 м3/сут. нефти; мощные – 1-10 млн м3/сут. газа, 300-1 000 м3/сут. нефти; большой мощности – более 10 млн м3/сут. газа, более 1 000 м3/сут. нефти) Выбор способа и метода ликвидации фонтана зависит от его мощности. Очевидно, что установить ПВО на устье неболь- шого фонтана не представляет сложностей, а вот снять и установить ПВО на устье среднего фонтана требует применения специальных устройств (тросовая оснастка и подъёмная стрела илинатаскиватели).
Примеры открытых фонтанов, описанные авторами в работе [50]:
1. Скважина 107-Бованенковская. Газовый фонтан возник в результате боль- шой скорости спуска инструмента в скважину, что привело к гидроразрыву пород и последующему выбросу. Затем возник пожар, в результате произошло падение выш- ки, а на устье образовался кратер. Суточный дебит составил более 2,0 млн м3 газа. Продолжительность фонтанирования – 20суток.
2. Скважина 118-Бованенковская. Газовый фонтан произошёл при ликвидации прихвата бурильной колонны после закачки в скважину 35 м3 воды. При этом напро- тив плашек плашечного превентора находилась ведущая труба, а универсальный пре- вентор отсутствовал, поэтому герметизировать устье не удалось. Через несколько минут произошло воспламенение газа. Через 20 суток фонтанирования на устье обра- зовался кратер диаметром 90 м. Первоначально высота пламени достигала 60-70 м. Затем скважина на несколько часов прекратила фонтанирование, после чего были от- мечены грифоны. Фонтан ликвидирован бурением двух наклонных скважин с после- дующим обводнением пласта. Суточный дебит составил более 5 млн м3газа.
3. Скважина 13-Харасавэйская. Газовый фонтан возник при подъёме буриль- ной колонны с глубины 2 068 м без своевременного долива скважины и негерметич- ности плашек превентора. Суточный дебит составил 1,5 млн м3 газа. Продолжительность фонтанирования – 19суток.
Согласно опыта бурения и требованиям [59] разработаны первоочередные действия буровой бригады при возникновении открытого фонтана:
1. Прекращение всех работ в загазованной зоне и немедленное выведение из неёлюдей.
2. Остановка работы всех двигателей внутреннегосгорания.
3. Отключение силовых и осветительных приборов в загазованнойзоне.
4. Прекращение всех огневых и сварочныхработ.
5. Прекращение курения в загазованнойзоне.
6. Прекращение пользования стальным инструментом из-за опасности появ- ленияискры.
7. Отключение всех соседних производственных объектов, которые могут оказаться в загазованнойзоне.
8. Принятие мер по предотвращению растеканиянефти.
9. Сообщение о случившемся руководству предприятия, подразделению вое- низированной службы по предупреждению возникновения и ликвидации открытых фонтанов, пожарной охране и скоройпомощи.
Этапы ликвидации фонтанов:
1. Подготовительныеработы
2. Удаление негерметичного, распыляющего фонтанаПВО.
3. Тушениепожара.
4. Смена ПВО, вышедшего изстроя.
5. Монтаж спецустройств и спуск труб под давлением вскважину.
6. Глушениефонтана.
Подготовительные работы включают в себя расчистку путей подхода к устью скважины, которые должны обеспечить эвакуацию работающих при внезапном воз- горании. Возгорание приводит к падению и разрушению вышки и оборудования, в результате чего происходит загромождение устья скважины металлом. Поэтому необ- ходимо оттащить от устья вышку и вышечно-лебёдочный блок. Первоначально необ- ходимо обеспечить постоянную подачу воды для защиты работающих при тушении пожара. В случае значительного обледенения вышки и оборудования приступают к его демонтажу, а вышку сваливают и оттаскивают всторону.
Удаление негерметичного ПВО осуществляется путём его отстреливания из ору- дия, чтобы направить пламя горящей струи вверх с целью возможности подхода к устью. Этот метод также применим при отсутствии пожара. В некоторых случаях при негерме-тичности плашек превентора или фланцевых соединений ликвидацию фонтана можно осуществлять без смены ПВО. Иногда целеобразнее не менять ПВО, а установить до- полнительно запорные устройства сверху. После замены ПВО или установки дополни- тельных запорных устройств фонтан становится управляемым (закрытым).
Примерно около 50% открытых фонтанов загораются, что приводит к значи- тельному увеличению убытков от аварии и осложняет работы по ликвидации [12, 50]. Уже после 10-15 минут после возгорания буровая вышка деформируется и падает вместе со свечами бурильных труб, значительно загромождая устье.
Методы тушения пожаров:
1. Тушениевзрывом.
2. Отрыв пламени струямиводы.
3. Тушение огнегасительной струёй турбореактивнойустановки.
4. Вихрепорошковый способтушения.
5. Способ насыпкихолма.
6. Применение специальнойустановки.
Тушение пожара взрывом рекомендуется тогда, когда к месту пожара нельзя до- ставить пожарную технику и отсутствует достаточное водоснабжение. Заряд подаётся к устью скважины либо с помощью стального троса, либо на тележке. Способ тушения пожара с помощью стального троса разработал в 1971 г. Г. Г. Мамикоянц. Этот способ требует проведения ряда трудоёмких операций и поэтому применяется очень редко. Тушение взрывом с использованием тележки отличается простотой и достаточной эф- фективностью, но требует значительных затрат времени и точности. В обоих способах тушения взрыв заряда осуществляется с помощью электрического тока.
Отрыв пламени струями воды является достаточно простым и эффективным способом тушения фонтана, но требует запаса большого количества воды. Лафетные стволы устанавливают равномерно по окружности вокруг горящей струи фонтана. Воду из лафетных стволов подают под пламя со всех сторон, после чего равномерно и одновременно поднимают все стволы вверх, что способствует отрыву пламени. При этом если хоть одна из струй запоздает с движением вверх, то операцию придётся начать заново.
Тушение пожара с помощью турбореактивной установки наиболее эффективно для газовых и нефтяных фонтанов. Турбореактивная установка установлена на само- ходном шасси и снабжена поворотными и подъёмными механизмами для направле- ния огнегасительной струи в нужном направлении. Одна турбореактивная установка способна потушить газовый фонтан дебитом до 3 млн м3 в сутки и нефтяной – до 500 т в сутки. Две турбореактивные установки могут тушить даже распылённые фон- таны различнойконфигурации.
Вихрепорошковый способ применяют при тушении компактных нефтяных и газовых фонтанов. Используется при отсутствии значительных запасов воды или их перемерзании зимой. Способ разработал Д. Я. Ахметов в 1980 г. Тушение фонтана осуществляется воздействием на пламя воздушным вихревым кольцом, заполненным распылённым огнетушащим порошком. Вихревое кольцо создаётся взрывом заряда взрывчатого вещества, находящегося под слоем огнетушащего порошка у основания фонтана. В отличие от тушения взрывом исключаются работы по изготовлению те- лежки и рельсов, а также в 10 раз уменьшается количество взрывчатого вещества. Ог- нетушащие средства размещаются либо в кольцевой траншее вокруг устья, либо в виде кольца на поверхности. Взрывчатое вещество в виде шнурового заряда уклады- вается в траншею глубиной 0,2-0,4 м и шириной 0,3-0,4 м. Масса огнетушащего по- рошка, взрывчатого вещества и диаметр траншеи представлены в таблице 16.1. В качестве взрывчатого вещества используют аммонит, 6ЖВ, ПЖВ, реже – тротил. В качестве огнетушащего порошка используют порошок ПСБ-3. При взрыве кольцевого заряда образуется импульсная порошковая струя, движущаяся вверх и трансформи- рующаяся в грибообразное вихревое кольцо, которое поднимается вдоль оси факела и сносит зону стабилизации пламени вверх, а распылённый огнетушащий порошок рез- ко уменьшает скорость турбулентного горения, способствуя более быстрому сносу пламени к вершине.
Таблица 16.1 – Масса огнетушащего порошка, взрывчатого вещества и диаметр траншеи
| Высота факела, м | ||||||||
| Диаметр кольце- вой траншеи, м | 1,0-1,2 | 1,4-1,6 | 1,7-2,0 | 2-2,4 | 2,3-2,8 | 2,7-3,2 | 3,0-3,6 | 3,4-4 |
| Масса огнетуша- щего порошка, кг | 1 020 | 2 460 | 2 000 | |||||
| Масса взрывча- того вещества, кг | 0,55-0,66 | 1,3-1,55 | 2,5-3,0 | 4,3-5,2 | 7-8,3 | 10-12 | 15-18 | 20-24 |
Способ насыпки холма применяется при тушении распылённого фонтана и при невозможности доставки или отсутствии турбореактивных установок. Сущность ме- тода заключается в следующем. Территорию вокруг устья обваловывают, а для отвода нефти укладывают дренажные трубы. Затем пространство внутри обваловки забрасы- вают бутовым камнем, который сверху покрывается глиной. Когда поверхность нагревается до высокой температуры, то на поверхность холма направляют струи во- ды, поднимая их снизу вверх, в результате чего пожар затухает.
Специальная установка, разработанная И. М. Абдурашмовым в 1981 г., предна- значена для тушения мощных фонтанов дебитом 10-15 млн м3 в сутки. Позволяет тушить пожары за 1-2 с при расходе ингибитора 170-200 кг.
После тушения пожара приступают либо к замене ПВО, либо к установке до- полнительныхзапорныхустройств.Еслинаустьенетбазовогофланцаиколонна
имеет неровный конец, то его обрезают специальной труборезкой или специальной ножовкой по металлу, или шнуровыми кумулятивными зарядами, разработанными Тюменской военизированной частью. Затем при наличии на устье ПВО его демонти- руют. После этого на выровненный конец обсадной трубы устанавливают разрезной фланец, состоящий из двух половин, скрепляемых болтами. Снятие и установка ПВО осуществляется двумя способами: с помощью тросовой оснастки или с использовани- ем специальных устройств-натаскивателей. Сущность первого метода заключается в том, что подъём, спуск, вывод и ввод в фонтанную струю ПВО и запорных устройств, а также создание временной герметичности во фланцах осуществляется с помощью тросовой оснастки. Временная герметизация позволяет подойти к устью, вставить крепёжные шпильки и закрепить их. Сущность второго метода заключается в подъёме и спуске ПВО с помощью устройств-натаскивателей. По сравнению с первым мето- дом этот наиболее безопасен и надёжен, а также наименее трудоёмок. Разработан до- статочно широкий спектр устройств-натаскивателей: натаскиватель гидравлический (НГ-50), шарнирный натаскиватель и др.
Спуск труб в скважину осуществляется в случае, если в ней отсутствует колон- на бурильных или насосно-компрессорных труб.
Спуск колонны труб в скважину осуществляется под давлением с использова- нием специального гидравлического механизма для спуска труб. Если прочность ко- лонны достаточна, то фонтан глушат прямой закачкой жидкости с герметизированного устья. Данный метод основан на превышении давления в фонта- нирующей скважине надпластовым.
Глушение фонтана путём создания искусственного пакера в стволе скважины в затрубном пространстве. Для реализации этого метода используют спущенные в ко- лонну трубы, а при их отсутствии спускают колонну труб с пакерной решёткой под давлением. Затем закачивают в трубы жидкость, в которую вводят алюминиевые ша- ры для закупорки наиболее стеснённого сечения в затрубном пространстве. После со- здания прочного каркаса пакера из шаров различного диаметра для окончательного перекрытия потока флюида в трубы вводятся дополнительно закупоривающие инерт- ные материалы (пакеты, куски спецодежды и т. п.). Намыв наполнителей осуществля- ется до момента полного закупоривания затрубного пространства, после чего приток из пласта прекращается и скважина задавливается последовательной закачкой воды и бурового раствора необходимой плотности.
В некоторых случаях фонтанирование сопровождается прорывом газа за обсад- ной колонной с образованием грифонов, в результате чего у устья скважины образу- ются глубокие провалы (кратеры). Диаметр кратера зависит от дебита фонтана и может достигать 120-150 м с увеличением в последующем до 500-600 м. При этом в результате заполнения кратера водой и её перемешивания с газом или нефтью обра- зуется пульпа плотностью до 1 800 кг/м3 из-за размыва стенок пород кратера. Образо- вание грифонов и кратеров происходит по геологическим и техническим причинам. К геологическим факторам относятся: большие дебиты скважин, присутствие в фонта- нирующем флюиде абразивных и коррозийных частиц и веществ, способствующих нарушению целостности обсадной колонны, наличие ММП. К техническим факторам относятся: низкое качество цементирования, негерметичность резьбовых соединений обсадных колонн, нарушение герметичности обсадных колонн из-за их истирания при проведении СПО, неправильная конструкция скважины. Глушение открытых фонта- нов с образовавшимся на устье кратером осуществляется с помощью бурения одной
или нескольких наклонно-направленных скважин (ННС). Методы глушения откры- тых фонтанов с образовавшимся кратером с использованием ННС:
1. Метод закачки жидкости на расчётномрежиме.
2. Метод отвода газа в наклонныескважины.
3. Метод интенсивного отбора газа из призабойной зоныпласта.
4. Метод заводнения газовогопласта.
5. Метод ликвидации с помощьювзрыва.
Метод закачки жидкости на расчётном режиме основан на закачке задавочной жидкости через ННС и соединении с фонтанирующей скважиной через трещины гид- роразрыва. При этом темп закачки и необходимый объём задавочной жидкости игра- ют важнейшую роль при глушении фонтана.
Метод интенсивного отбора газа из призабойной зоны пласта (ПЗП) основыва- ется на создании глубокой воронки депрессии, в результате чего забойное давление в фонтанирующей скважине снижается и жидкость из кратера проникает в ствол и за- глушает фонтан. Для реализации этого метода необходимо бурение нескольких ННС с расположением их забоев в продуктивном горизонте вокруг аварийногоствола.
Метод заводнения газового пласта основан на снижении притока газа к забою фонтанирующей скважины, за счёт увеличения сопротивления в пласте при введении в него жидкости. При закачке воды в пласт в окрестностях забоя фонтанирующей скважины сокращается дебит газа вплоть до полного прекращения фонтана из-за за- воднения ПЗП и оттеснения газа от забоя. Метод эффективен при малой мощности газового пласта.
Метод глушения фонтана с помощью взрыва основан на проведении подзем- ных взрывов, в результате чего происходят осыпи, обвалы, смещение горных масси- вов, образуя пробки, препятствующие выходу потока газа на поверхность. Метод является достаточно эффективным и не зависит от дебита фонтана. Однако, требуется достаточная точность бурения ННС.
В отдельных случаях может происходить самопроизвольное прекращение фон- танов, что связано с разрушением стенок скважины и образованием в ней пробок или с сокращением дебита газа из-за падения пластовогодавления.
ЛОВИЛЬНЫЙ ИНСТРУМЕНТ
Ловильный инструмент – приспособления и механизмы, используемые для из- влечения из скважины сломанной и/или прихваченной части бурильной колонны, её отдельных элементов, забойных двигателей, долот или посторонних предметов.
По назначению ловильный инструмент подразделяют на основной (ловители, труболовки, овершоты, метчики, колокола, фрезеры, райберы и др.) и вспомогатель- ный (печати, отводные крючки, центрирующие приспособления и др.). Основной ло- вильный инструмент предназначен для непосредственного соединения с аварийным объектом и последующего его разрушения или удаления из скважины, вспомогатель- ный – для изучения аварийного объекта, определения степени его разрушения и под- готовки к ликвидации аварии.
Метчики и колокола
Метчики и колокола – самонарезающие ловильные инструменты с упрочнён- ной резьбой и обычно с продольными канавками для выхода стружки, образующейся при нарезании резьбы в оставленной в скважине аварийной колонны. Метчики и ко- локола рекомендуется применять, когда требуется интенсивное вращение и расхажи- вание извлекаемой буровой колонны.
Метчики предназначены для захвата за внутреннюю поверхность колонны труб и извлечения её на поверхность скважины. Метчики выпускаются трёх типов: уни- версальные, специальные и гладкие. Метчики буровые универсальные (МБУ) приме- няют для захвата колонны ввинчиванием в тело элементов бурильной колонны. Метчики специальные замковые (МСЗ) предназначены для захвата ввинчиванием в замковую резьбу. Основные размеры МБУ и МСЗ представлены в таблицах 17.1 и
17.2 соответственно.
Таблица 17.1 – Основные размеры метчиков типа МБУ
| Типоразмер метчика | Резьба | Длина метчика, мм | Грузоподъёмность, т | Масса метчика, | кг |
| минимальная | максимальная | ||||
| МБУ 20-45 | З-62 | ||||
| МБУ 22-54 | З-76 | ||||
| МБУ 32-73 | З-88 | ||||
| МБУ 58-94 | З-102 | ||||
| МБУ 74-120 | З-147 | 1 105 | |||
| МБУ 100-142 | З-171 | 1 045 | |||
| МБУ 127-164 | З-189 |
Примечание: 1. МБУ 20-45 – метчик буровой универсальный правый с рабочими диаметрами захвата трубы за внутреннюю поверхность диаметрами от 20 до 45 мм; МБУ 32-73Л – метчик буровой универсальный левый с рабочими диаметрами захвата трубы за внутреннюю поверхность диаметрами от 32 до 73мм.
2. Наименьшая и наибольшая грузоподъёмности метчика означают допустимую величину натяжения инструмента при захвате за соответственно наименьший и наибольший внутренние диаметры элементов БК.
На пояске метчика указывается товарный знак завода изготовителя, шифр мет- чика, порядковый номер, дата выпуска.
Метчики каждого типа в зависимости от назначения выполняют с правой и левой резьбой. Метчики с правой резьбой применяют для извлечения оставшейся колонны цели- ком, а метчики с левой резьбой – для отвинчивания и извлечения колонны по частям.
Таблица 17.2 – Основные размеры метчиков типа МСЗ
| Типоразмер метчика | Резьба | Длина метчика, мм | Грузоподъёмность, т | Масса метчика, | кг |
| МСЗ-62 | З-62 | ||||
| МСЗ-76 | З-76 | ||||
| МСЗ-88 | З-88 | ||||
| МСЗ-92 | З-92 | ||||
| МСЗ-101 | З-101 | ||||
| МСЗ-102 | З-102 | ||||
| МСЗ-117 | З-117 | ||||
| МСЗ-121 | З-121 | ||||
| МСЗ-133 | З-133 | ||||
| МСЗ-140 | З-140 | ||||
| МСЗ-147 | З-147 | ||||
| МСЗ-152 | З-152 | ||||
| МСЗ-161 | З-161 | ||||
| МСЗ-171 | З-171 | ||||
| МСЗ-189 | З-189 |
Примечание: МСЗ-62 – метчик специальный замковый правый с захватом трубы за резьбу З-62; МСЗ-140Л – метчик специальный замковый левый с захватом трубы за резьбу З-140.
Порядок проведения ловильных работ с метчиком:
1. При подходе колонны труб с метчиком к оставленной БК на расстояние 3-5 м включают насос, уточняют вес спущенной колонны, давление и температуру бурово- го раствора. Нельзя спускать универсальный метчик на 80 см, а специальный метчик на 20 см ниже расчётной глубинысоединения.
2. Нащупывают оставленную колонну на расчётной глубине. Немного прово- рачивают колонну. При попадании метчика внутрь колонны давление раствора уве- личивается, временно прекращается циркуляция и снижается весколонны.
3. Медленным вращением ротора (2-3 оборота) с нагрузкой 10-20 кН метчик закрепляют в оставленной колонне. Увеличение давления в начале и его последую- щее снижение до величины больше первоначальной указывают на циркуляцию жид- кости черездолото.
4. Докрепляют метчик с нагрузкой 20-30 кН при неполных (0,3-0,5) оборотах ротора до его отдачи (на 4-5 оборотов). Уменьшение нагрузки на крюке свидетель- ствует о соединении метчика с БК. Повышение температуры раствора при большой длине извлекаемой колонны также указывает на циркуляцию черездолото.
5. Начинаются работы по освобождению колонны с расхаживанием и интен- сивной промывкой. При ловле метчиком колонны небольшой длины производят про- должительное крепление с увеличенной нагрузкой до 200кН.
Выполнять ловильные работы метчиком желательно с установкой центрирую- щих приспособлений. При ловильных работах в расширенной части используется кривая труба либо в верхней части метчика просверливается отверстие. При подаче циркулирующего агента раствор выходит через боковое отверстие и отталкивает мет- чик от центра к стенке скважины.
Метчик гладкий предназначен для извлечения предметов с внутренним круг- лым сечением и толщиной стенок не менее 15 мм. Они имеют форму обычных метчи- ков, но без ловильной резьбы. Гладкие метчики применяют, как правило, для отвинчивания аварийной трубы и вместе с ней нескольких труб, чтобы потом надёж- но соединить их с муфтовой частью бурильного замка. Силы нагружения берут не бо-
лее 200 кН, помня о том, что в случае необходимости освобождения гладкого метчика надо приложить силу, равную нагружению плюс 50-100 кН. Ловильные работы глад- ким метчиком аналогичны работам с универсальными и замковыми метчиками.
Колокола предназначены для извлечения оставшейся в скважине колонны с за- хватом её посредством навинчивания на наружнюю поверхность оставленных труб.
По конструкции колокола делятся на несквозные с захватом за наружную поверх- ность труб (тип К); сквозные с пропуском через них сломанной трубы с захватом за замок, муфту или УБТ (тип КС); гладкие с захватом за наружную часть всех видов труб. Основ- ные размеры колоколов типа К и КС представлены в таблицах 17.3 и 17.4 соответственно.
Таблица 17.3 – Основные размеры колоколов типа К
| Типоразмер колокола | Резьба | Длина колокола, мм | Грузоподъёмность, т | Масса колокола, | кг |
| К 42-25 | З-50 | 6,5 | |||
| К 50-34 | З-50 | 5,0 | |||
| К 58-40 | З-62 | 15,0 | |||
| К 70-52 | З-62 | 14,0 | |||
| К 85-64 | З-76 | 18,0 | |||
| К 100-78 | З-88 | 26,5 | |||
| К 110-91 | З-101 | 26,5 | |||
| К 125-103 | З-121 | 31,0 | |||
| К 135-113 | З-133 | 33,0 | |||
| К 150-128 | З-147 | 49,0 | |||
| К 174-143 | З-171 | 83,0 |
Примечание: К 42-25 – колокол несквозной правый с рабочими захватывающими диаметра- ми труб за наружную поверхность диаметрами от 25 до 42 мм; К 85-64Л – ко- локол несквозной левый с рабочими захватывающими диаметрами труб за наружную поверхность диаметрами от 64 до 85мм.
Таблица 17.4 – Основные размеры колоколов типаКС
| Типоразмер колокола | Резьба | Длина колокола, мм | Грузоподъёмность, т | Масса колокола, | кг |
| к приёмной трубе | к воронке | ||||
| КСБ 115-1 | - | ||||
| КСБ 125-1 | - | ||||
| КСБ 125-2 | |||||
| КСБ 145-1 | - | ||||
| КСБ 145-2 | |||||
| КСБ 160-1 | - | ||||
| КСБ 160-2 | |||||
| КСБ 180-1 | - | ||||
| КСБ 180-2 | |||||
| КСБ 195-1 | - | ||||
| КСБ 195-2 | |||||
| КСБ 210-1 | - | ||||
| КСБ 210-2 |
Примечание: КСБ 125-1 – колокол сквозной буровой правый с захватом трубы за наружную поверхность диаметром 125 мм без воронки; КСБ 180-2Л – колокол сквозной буровой левый с захватом трубы за наружную поверхность диаметром 180 мм с воронкой.
Ловильные работы колоколами типов К и КС не отличаются от работ с метчи- ком. Во всех возможных случаях колокола рекомендуется спускать с воронкой, уста- навливаемой в его нижней части. Колокола каждого типа в зависимости от назначения, как и метчики, выполняют с правой и левой резьбой.
Гладкие колокола применяются достаточно редко, так как имеют достаточно небольшую грузоподъёмность и возможность срыва из него извлекаемых предметов. Поэтому обычно гладким колоколом отвинчивают несколько труб, чтобы в верхней части находилась замковая муфта. Гладкий колокол представляет собой колокол с внутренней конической поверхностью без ловильной резьбы.
Ловильные работы гладким колоколом осуществляются следующим образом:
1. Гладкий колокол спускают в скважину и останавливают за 3-5 м от конца извлекаемых труб. Устанавливают минимальнуюподачу.
2. Колокол доспускают и заводят в него извлекаемые трубы. Вхождение по- следних отмечается ростомдавления.
3. Нагружают колокол нагрузкой до 100 кН и пытаются провернуть колонну, чтобы убедиться в её захвате. При убеждении в захвате для надёжности БК догружа- ют до 200-300кН.
4. Извлекают либо всю колонну, либо их часть. Допустимый вес извлекаемой колонны должен быть менее 500кН.
При невозможности извлечь трубы на поверхность колокол отсоединяют натя- жением колонны более 500 кН с вращением.
Ловители и труболовки
Ловитель с промывкой предназначен для захвата оставшейся в скважине буриль- ной колонны за трубу или замок или за то и другое одновременно с провывкой скважины через захваченную часть бурильной колонны и извлечения её на поверхность. Ловители изготовливают одинарные и сдвоенные, внутренние и наружные. Одинарные ловители за- хватывают элемент бурильной колонны (трубу, замок или муфту) только за один участок, а сдвоенные – за два участка: трубу или за трубу и замок. При хорошем состоянии ствола скважины для более надёжного захвата рекомендуется применять сдвоенный ловитель. Наружные ловители предназначены для захвата и удержания труб за наружную поверх- ность и извлечения их на поверхность, внутренние – за внутреннюю поверхность труб. Выпускают следующие типы ловителей (табл.17.5-17.8):
1. Наружные
- ЛБП – ловитель буровой плашечный одинарныйосвобождающийся;
- ЛБПС – ловитель буровой плашечный сдвоенныйосвобождающийся;
- ЛТН – ловитель трубныйнаружный.
2. Внутренние
- ЛТВ (ЛТВ-УБТ) – ловитель трубный внутренний (ловитель внутренний УБТ). Таблица 17.5 – Основные размеры ловителей типа ЛБП(ЛБПС)
| Типоразмер ловителя | Диаметр скважины/ ловителя, мм | Диапазон захватываемых наружных диаметров, мм | Грузоподъём- ность, кН | Масса ловителя, кг | ||
| ЛБП | ЛБПС | ЛБП | ЛБПС | |||
| ЛБП (ЛБПС) 89/114-175 | 190/175 | 89-114 | 1 200 | < 112 | < 250 | |
| ЛБП (ЛБПС) 114/140-200 | 214/200 | 114-140 | 1 000 | 1 500 | < 160 | < 300 |
| ЛБП (ЛБПС) 127/155-225 | 243/225 | 127-155 | 1 250 | 1 800 | < 165 | < 310 |
| ЛБП (ЛБПС) 140/178-245 | 269/245 | 140-178 | 1 250 | 1 800 | < 170 | < 320 |
| ЛБП (ЛБПС) 168/203-270 | 295/270 | 168-203 | 1 600 | 2 400 | < 230 | < 390 |
Таблица 17.6 – Основные размеры ловителей типа ЛТН
| Шифр | Максимальный захваты- ваемый диаметр, мм | Наружный диаметр ЛТН, мм | Допустимая грузоподъём- ность, кН | Присоеди- нительная резьба | |
| спиральным захватом | цанговым захватом | ||||
| ЛТН 86/65 | З-66 | ||||
| ЛТН 95/79 | 66,5 | З-66 | |||
| ЛТН 112/87 | 78,5 | 1 200 | З-66 | ||
| ЛТН 120/96 | 87,5 | З-76 | |||
| ЛТН 125/ЮЗП | 90,5 | З-76 | |||
| ЛТН 138/109 | 1 600 | З-88 | |||
| ЛТН 175/128 | 3 300 | З-140 | |||
| ЛТН 197/160 | 3 300 | З-140 | |||
| ЛТН 200/173 | 3 000 | З-147 | |||
| ЛТН 206/179 | 162,5 | 3 000 | З-147 |
Таблица 17.7 – Технические характеристики ловителей типа ЛТВ-УБТ
| Показатель | ЛТВ-УБТ-146 | ЛТВ-УБТ-178 | ЛТВ-УБТ-203 |
| Диаметры захватываемых труб, мм | 66,5-79 | 76-91,5 | 78,5-104 |
| Допустимая грузоподъёмность, кН | 1 350 | 1 800 | 1 800 |
| Присоединительная резьба | З-121 | З-147 | З-171 |
Таблица 17.8 – Технические характеристики ловителей типа ЛТВ
| Шифр | Наружный диаметр, мм | Диаметры захватываемых труб, мм | Допустимая грузоподъёмность, кН | Присоединительная резьба |
| ЛТВ 48 | 63,5 | 39,5-42,5 | НКТВ 48 | |
| ЛТВ 60 | 46-64 | З-66 | ||
| ЛТВ 73 | 54-67 | З-76 | ||
| ЛТВ 89 | 65-78,5 | 1 350 | З-88 | |
| ЛТВ 114 | 91-107 | 1 150 | З-73 | |
| 2 050 | З-102 | |||
| ЛТВ 127 | 100-121 | 1 250 | З-76 | |
| 3 100 | З-117 | |||
| ЛТВ 146 | 116-141 | 1 750 | З-88 | |
| 3 150 | З-121 | |||
| ЛТВ 168-178 | 141,5-169,5 | 3 100 | З-117 | |
| З-133 | ||||
| ЛТВ 219 | 191-207 | 3 200 | ||
| ЛТВ 245 | 214-231 | |||
| ЛТВ 324 | 295-311 |
Примечание: ЛТВ 89Л – ловитель трубный внутренний левый для захвата труб диаметром 89 м (НКТ-89); ЛТВ 168-178 – ловитель трубный внутренний правый для за- хвата труб диаметрами от 168 и 178мм.
Труболовки предназначены для извлечения из скважины труб различного назначения и других инструментов, имеющих цилиндрическую форму. Используются при больших глубинах и малых кольцевых зазорах между стенкой скважины и ава-
рийной трубой. Если не удаётся извлечь прихваченный инструмент целиком, то его извлекают по частям. Для этого желательно, чтобы верхняя часть оставшейся в сква- жине колонны не была повреждена. Кроме того, иногда требуется извлекать повре- ждённые верхние участки труб для проведения в нижних частях колонны других работ. Труболовки также подразделяются на внутренние и наружные, соответственно, захватывающие извлекаемый предмет за внутреннюю и наружную поверхность. Вы- пускают следующие типы труболовок (табл. 17.9 и 17.10):
- ТВО – труболовка внутренняяосвобождающаяся;
- ТВУ – труболовка внутренняяуниверсальная;
- ТВИ – труболовка внутренняяизвлекаемая;
- ТВР – труболовка внутренняяраспорная;
- ТН – труболовка наружнаянеосвобождающаяся;
- ТНС – труболовка наружнаяосвобождающаяся;
- ТВ – труболовка внутренняянеосвобождающаяся;
- ТВМ – труболовка внутренняяосвобождающаяся.
Примеры обозначения: ТВ 89-120Л – труболовка внутренняя неосвобожда- ющаяся левая диаметром 120 мм для захвата труб диаметром 89 мм (НКТ-89); ТВМ 1-127-2 – труболовка внутренняя освобождающаяся правая для захвата труб д