Рисунок 3.24 — Схема ударного механізму для ліквідації

Прихватів:

а — вихідне положення;

б — положення в момент нанесення удару;

1 — поверхня передачі осьового навантаження; 2 — ковадло;

3 — корпус; 4 — бойок; 5 — рухомі гайки замкового пристрою для

регулювання сили удару; 6 — цанга

► Технологія ліквідації прихватів ударними механізмами передбачає їх використання у двох режимах роботи:

• ударний;

• імпульсно-хвильовий.

Насправді, під час роботи ударного механізму завжди наявні як ударна, так і хвильова фаза, тому така класифікація, введена М.І. Корабельниковим і С.С.Григоряном, деякою мірою умовна.

Але така класифікація дуже зручна, тому що ці два режими визначаються розміщенням ударного механізму верхнього бою в аварійній компоновці, а відтак і напрямком динамічних навантажень на зону прихвату.

● В ударному режимі роботи ударний механізм верхнього бою виконує своє пряме призначення — створює удар на зону прихвату з напрямком уверх. До складу аварійної компо­новки в ударному режимі входять: безпечний перехідник (роз'єднувач колони), ударний механізм, ОБТ, бурильні труби.

Після натягу колони із певною силою замковий пристрій ударного механізму розряджується і колона труб починає скорочуватися. Це так звана фаза розгону бойка. На цій фазі швидкість бойка залежить від жорсткості аварійної компоновки, ходу бойка ударного механізму, сили натягу, сил опору в свердловині. Після фази розгону відбувається удар, який спричинює перерозподіл коливальних процесів в аварійній і прихопленій ком­поновках, — так звана післяударна фаза.

Основними критеріями вибору ударного механізму і параметрів технології ліквідації прихвату в ударному режимі є забезпечення максимуму за абсолютною величиною імпульсу коливальної системи в момент удару або максимуму внутрішньої сили в зоні прихвату. Це досягається передусім шляхом максималізації сили розрядження замкової пари та якомога ближчого розташування ударного механізму до зони прихвату.

● В імпульсно-хвильовому режимі роботи ударний механізм тільки роз'єднує дві частини аварійної колони, а удару не створює. На зону прихвату діють динамічні навантаження від скорочення тієї частини аварійної колони, яка розміщена під ударним механізмом.

Ударний механізм розміщують на деякій відстані (сотні метрів) від зони прихвату. У літературі

трапляються рекомендації від виразів «якомога вище» до «межі у 500—1500 м». Такі нечіткі рекомендації пов'язані з тим, що ударний механізм у такому режимі має розтягувати з певним зусиллям колону труб, яка розміщена внизу, під ним, а це зі збільшенням довжини колони потребує високих силових характеристик замкової пари ударного механізму, що не завжди можна забезпечити з допомогою сучасних конструкцій ударних механізмів. Після роз'єднання замкової пари ударний імпульс буде спрямований униз на зону прихвату.

Вибір технології імпульсно-хвильового режиму ліквідації прихвату зводиться до визначення місця розташування ударного механізму у взаємозв'язку з іншими режимно-техноло­гічними параметрами, за яких на верхній межі прихвату забезпечуються спрямовані вниз динамічні навантаження.

Результати досліджень динамічних характеристик свідчать про неможливість створення універсальної конструкції ударного механізму з фіксованими параметрами, яка б забезпечувала максимальні силу удару, їх розмах чи імпульс коливальної системи у різних умовах ліквідації прихвату. Для ефективного використання ударних механізмів слід мати набір конструкцій з різними довжинами робочих ходів бойка або конструкцію, яка б давала змогу оперативно регулювати робочий хід бойка.

Успіх ліквідації прихватів ударними механізмами (в тому числі і в компоновці з акселераторами) ґрунтується на:

• діагностиці умов його виникнення;

• правильному виборі динамічної дії на зону прихвату в залежності від природи утримуючої сили;

• правильному виборі типу ударного механізму та раціональної технології ліквідації прихвату.

Досвід ліквідації прихватів на площах бурового управління «Укрбургаз» показав, що позитивні результати були одержані при нанесенні понад 500, а в окремих випадках — близько 1000 ударів. Це підтверджує втомний механізм руйнування зони контакту інструменту зі стінкою свердловини.

Слід зазначити, що такі способи ліквідації прихватів, як застосування ударних механізмів, гідроімпульсний та імпульсно-хвильовий, забезпечують досягнення відразу кількох результатів дії на зону прихвату. Так, застосування ударних механізмів призводить не тільки до чисто механічного руйнування зони прихвату, а й до деякого зменшення коефіцієнта тертя в зоні контакту.

Гідроімпульсним способом досягається як збудження пружних хвиль розвантаження колони, так і розмив зони контакту. Тому згадані способи в комбінації з іншими можна засто­совувати для ліквідації прихватів, спричинених як прилипанням, так і заклинюванням.

Але в деяких випадках при ліквідації прихватів колони труб використовують шнурові торпеди (детонаторні шнури ).

► Звільнення прихопленої колони труб вибухами торпед.

Торпеди з детонаторного шнура призначені для таких цілей:

• повного звільнення прихопленої бурильної колони методом створення вибухової хвилі;

• звільнення прихоплених пакерів або ловильних інструментів;

• струшування ОБТ;

• вибивання бурильних колон з жолобних вироблень в твердих породах;

• полегшення відкручування різьбового з'єднання труб, які знаходяться вище місця при­хвату.

У першому випадку при вибуху торпеди напроти зони прихвату ударна хвиля сприяє відриву труб від стінки свердловини або від сальника.

Цей метод дає позитивні результати, якщо застосовувати його одразу ж після виникнення прихвату і під час встановленої ванни. Застосування цього методу після ванн та інших тривалих робіт не дає відчутного результату. Торпеди типу ТДШ рекомендується використовувати за тиску в місці вибуху до 80 МПа і температури до 120 °С,

Торпеди виготовляють з детонаторного шнура марок ДШВ, ДШУ і ДШТ. У свердловинах з великими температурами потрібно застосовувати детонаторний термостійкий шнур і відповідні вибухові патрони. Величина заряду торпеди має забезпечити необхідний ефект і виключити пошкодження труби.

Довжина торпеди ТДШ для ліквідації прихвату має дорівнювати або бути трохи більшою за довжину зони прихвату, але з розрахунком, щоб загальна маса заряду не перевищувала 5 кг. На практиці вибір кількості рядів детонаторного шнура можна рекомендувати: два ряди - при здійсненні вибуху в бурильних трубах і три ряди в ОБТ.

▬ Для ліквідації прихвату за допомогою шнурової торпеди ТДШ проводять такі роботи:

• визначають інтервал або верхню межу прихвату;

• спускають у свердловину торпеду потрібної довжини і встановлюють її навпроти зони прихвату;

• натягують бурильну колону з максимально можливим зусиллям або розвантажують її в залежності від виду прихвату;

• здійснюють вибух.

Після цього колона має звільнитися. Для більшої ефективності ліквідації прихвату, як було сказано вище, рекомендується встановити попередньо ванну.

Для торпедування без визначення знаходження замкового з'єднання торпеди вибирають на 2—3 м більшими за довжину труби (в зоні торпедування), щоб забезпечити розташування заряду навпроти замкового з'єднання.

На практиці часто трапляються випадки, коли колона прихоплена на велику довжину і заряду в 5 кг для її звільнення недостатньо.

Тоді здійснюють кілька послідовних операцій торпедування і роз'єднання колони частинами. Виникають ситуації, коли необхідно провести роз'єднання колони з інших причин (наприклад, для встановлення в колону ударного механізму).

Тому, використання шнурових торпед дає можливість керування самим процесом роз'єднання, що виключає роз'єднання колони в небезпечних зонах (наприклад, у кавернах і під башмаком обсадної колони).

► Роз'єднувач колони — безпечний перехідник призначений для роз'єд­нання від прихопленого інструменту в заданому місці з подальшим приєднанням аварійної компоновки до ловильної різьби роз'єднувача колони.

Переваги роз'єднувача колони:

— роз'єднання колони правим обертанням в раніше заданому місці;

— простота конструкції і надійність роботи;

— можливість застосування на довільних глибинах у складних умовах.

В більшості випадків використовуються гідравлічні роз'єднувачі (FDL, JAF).

Роз'єднувач колони використовують у складі КНБК, де цей пристрій виконує функції звичайного перехідника. Осьове навантаження і крутний момент передаються від ніпеля 1 до корпусу 2 через поздовжні шліци 9 і торцеві зуби 6 (рисунок 3.25, а).

Для роз'єднання бурильної колони в труби опускають кулю, яка перекриває канал у втулці 7. Під дією надлишкового тиску розриваються болти 4. Муфта 8 переміщується вниз, звільнюючи зачеплення. Фіксація лівої різьби 3 знімається, і по ній правим обертанням здійснюється роз'єднання колони. Після роз'єднання циркуляційні канали відкриваються, створюючи на поверхні падіння тиску, які сигналізують оператору, що роз'єднання пройшло успішно.

У залишеній в свердловині частині роз'єднувача колони передбачена права муфтова різьба 5 для приєднання ловильного інструменту.

а) б)

Рисунок 3.25 — Роз'єднувачі колони (безпечні перехідники):

а — схема роз'єднувача колони; б — загальний вигляд

Заслуговує на увагу дещо простіша конструкція безпечного перехідника американської фірми «Baker Oil Tools», роз'єднання в якому відбувається обертанням колони вліво.

Розробку і випуск роз'єднувача колони — безпечного перехідника здійснює ВНДІБТ, зокрема типу БП (РК).

► Технологія проведення робіт для роз'єднання (звільнення) колони способом шнурового торпедування та підйому її частинами подібна до технології роз'єднання різьбового з'єднання, тобто заряд торпеди слід розташовувати не менше ніж на 1—2 м нижче від муфти, в якій розкручується колона. Маса заряду не повинна перевищувати 5 кг, оскільки в противному разі можливі ускладнення від дії ударної хвилі.

▬ Послідовність робіт для вивільнення прихопленої колони роз'єднанням та підйому її частинами за допомогою вибуху є такою:

• визначають місце прихвату акустичним цементоміром або прихватовизначником;

• залежно від місця прихвату, довжини торпеди (із врахуванням маси заряду) вибирають довжину труб, які потрібно або можна розкрутити;

• бурильну колону натягують із зусиллям, що дорівнює її вазі, до замка, в якому передбачається роз'єднання колони;

• натягнуту колону закріплюють у клинах і закручують ротором вліво (кількість обертів залежить від діаметру труб та довжини неприхопленої частини колони);

• стіл ротора фіксують, в труби спускають шаблон торпеди, потім торпеду;

• здійснюють вибух;

• піднімають кабель із рештками вузлів торпеди;

• труби розкручують і встановлюють циркуляцію розчину;

• свердловину промивають, і колону піднімають;

• в свердловину опускають «голий кінець» - бурильні труби без жодного ловильного інструмента, проводять з’єднання із залишеною в свердловині частиною колони і продовжують її вивільнення за вищеописаною технологією.

Недолік витягування бурильної колони частинами полягає в тому, що від'єднати колону труб у прихопленій ділянці не завжди вдається. Роз'єднання часто відбувається значно вище місця прихвату або на несприятливій ділянці — навпроти каверн, де утруднене наступне з'єднання з колоною труб, яку треба витягнути; в місцях з найбільш зношеними різьбовими з'єднаннями порівняно з тими, що знаходяться навпроти місця вибуху торпедою типу ТДШ; на ділянках зависання колони на стінках стовбура свердловини або на ділянках з менш навантаженими різьбовими з'єднаннями. Крім того, іноді недоцільно роз'єднувати замкове з'єднання (внаслідок малих зазорів між бурильними і обсадними трубами), оскільки це виключає застосування зовнішніх ловильних інструментів або оббурювання.

Якщо вивільнення прихопленої бурильної колони методом роз'єднання її за допомогою вибуху не дає результату, то прихоплену колону труб можна оббурювати і піднімати її частинами за допомогою ловильних інструментів з лівою різьбою.

► Оббурювання прихопленої колони та звільнення її частинами — це ефективний спосіб звільнення труб за наявності достатнього зазору між бурильними трубами і стінкою свердловини, або між бурильною та обсадною колонами. Величина кільцевого зазору впливає на тривалість оббурювання та його інтервал.

Турбобури, електробури і ОБТ оббурюють тоді, коли діаметри свердловини і предмету, який оббурюють, відрізняються між собою на 95—100 мм.

Для оббурювання прихопленої ділянки бурильної колони спускають кільцевий фрезер, який прикріплюється до обсадних труб (можна використовувати тонкостінні труби).

Кільцеві фрезери (рисунок 3.26) виготовлятися в різних конфігураціях, які відповідають різним умовам в свердловині.

а) б)

Рисунок 3.26 — Кільцеві фрезери:

а — для роботи у відкритому стовбурі;

б — для роботи в обсадній колоні

Довжина обсадних труб, в нижній частині якої знаходиться кільцевий фрезер, має бути на 2—3 м більша за довжину свічі або труби, яку оббурюють. Інколи замість обсадних труб застосовують корпус турбобура з верхнім перехідником. До нижньої частини корпусу прикріплюють кільцевий фрезер, оскільки у разі роботи лівим фрезером можливе відкручування бурильних труб з правими різьбами, які знаходяться в свердловині. Для роботи лівим фрезером на обсадних трубах або на корпусах турбобурів перерізають різьбу з правої на ліву.

У процесі оббурювання бурильних труб, які знаходяться у свердловині, важко ввести труби («голову труб») в кільцевий фрезер. Як відомо, різниця між зовнішнім діаметром фрезера і діаметром свердловини в 25—30 мм не завжди забезпечує захід труби у фрезер одразу ж, оскільки дуже рідко труба розташована в центрі свердловини.

Частіше всього фрезер відразу стає на трубу. Легкими поворотами з невеликим навантаженням 5—20 кН вдається ввести трубу у фрезер, але не завжди. Тоді в інтервалі залягання твердих порід доводиться застосовувати підвищені навантаження. Для цього створюють навантаження на верхній кінець труб до 100—120 кН і під час наступних періодичних провертань ротора можна завести трубу у фрезер. Збільшення навантаження на гак свідчить про те, що фрезер заходить у затрубний простір. Легкість обертання ротора (що видно з роботи ротора та ланцюгової передачі) підтверджує, що фрезер знаходиться в затрубному просторі.

Бурильні труби оббурюють роторним способом за частоти обертів колони не більше 60—80 об/хв із навантаженням 20—60 кН за швидкості піднімального потоку рідини не менше 1,2 м/с.

Забороняється залишати трубу, якщо оббурюється затрубний простір, на тривалий час без руху, навіть під час підготовчих робіт до нарощування бурильних труб рекомендується її постійно обертати.

Після оббурування бурильних труб на довжину фрезера з обсадними трубами свердловину промивають до вирівнювання густини промивальної рідини і піднімають фрезер. Під час промивання не можна залишати фрезер без руху, оскільки він може бути прихопленим.

Після цього опускають бурильні труби з лівою різьбою та з лівим ловильним інструментом і відкручують частину бурильної колони з правою різьбою, яка знаходиться у свердловині.

► Витягування бурильної колони частинами здійснюють за допомогою таких ловильних інструментів:

• трубоуловлювачів;

• мітчиків;

• дзвонів.

Ловильні інструменти (уловлювачі, мітчики, дзвони) та напрямні пристрої для центрування цих ловильних інструментів і типи фрезерів вибирають відповідно до їх паспортних даних.

► Трубоуловлювачі (рос. слово «труболовка») використовують для витягання частини бурильної колони, що залишилася в свердловині, шляхом захоплення (при з'єднанні) її верхньої частини («голови») шляхом заклинювання висувних плашок між внутрішньою або зовнішньою поверхнею захоплюваної труби і стрижнем або корпусом уловлювача.

Одинарні уловлювачі захоплюють елемент бурильної колони (трубу, замок або муфту) лише за одну ділянку, а здвоєні — за дві ділянки, наприклад, за трубу і за замок.

По типу захоплення трубоуловлювачі підрозділяються на дві групи:

­ зовнішні (для захоплення за зовнішню поверхню труби або муфти);

­ внутрішні (для захоплення за внутрішню поверхню).

Зовнішні трубоуловлювачі, якими в основному користуються за границею і які призначені для витягання аварійної бурильної колони, як правило довжиною до 400 м, називають овершотами.

Зовнішні трубоуловлювачі відрізняються один від одного конструкцією механізму захоплення і звільнення.

Внутрішні трубоуловлювачі підрозділяються на тих, що не звільняються і звільняються (при необхідності звільнення інструменту від захоплених труб в свердловині проводиться після захоплення і фіксації плашок в замкнутому положенні).

У свердловинах з невеликим зазором між експлуатаційною колонної і колоною залишених аварійних труб застосовують трубоуловлювачі без центрувальних пристроїв, а в свердловинах із значними зазорами — з центрувальними пристроями (напрямом з вирізом або напрямом з

воронкою — для внутрішніх трубоуловлювачів або тільки з воронкою — для зовнішніх).

Центральний отвір у внутрішніх трубоуловлювачів служить для промивання аварійних кінців труб.

Трубоуловлювачі, що звільняються, складаються з механізму захоплення і звільнення, а що не звільняються — тільки з механізму захоплення.

Уловлювач складається з корпусу, в якому встановлені рухомі в осьовому напрямі плашки, що фіксуються шпонками від обертання щодо самого корпусу. У нижній частині уловлювач з'єднується за допомогою різьби з направляючою воронкою, у верхній — з перевідником або трубою. На плашках по її внутрішній поверхні виконана ліва гвинтова нарізка. Контактуючі поверхні корпусу і плашок виконані конічними, що забезпечує надійне захоплення верхнього кінця аварійної труби.

● Овершот (зовнішній трубоуловлювач) — основний захоплюючий зовні інструмент і, можливо, найпоширеніший зі всіх ловильних інструментів, який призначений для захоплення за зовнішню циліндрову поверхню і подальшого витягання елементів бурильних, обсадних і насосно-компресорних колон при проведенні ловильних робіт в нафтових, газових і геологорозвідувальних свердловинах.

Оскільки принцип заклинювання в конічній порожнині, що має спіральну (гвинтову) проточку, є надійним майже у всіх випадках, то саме така конструкція і буде описана.

Більшість овершотів складається з корпусу з конічною порожниною, верхнього перехідника, направляючої воронки, цільного захоплення або комплекту клинів, кільця-обмежувача, ущільнюючого вузла і стопорного пристрою. Внутрішня порожнина овершота виконана у вигляді конуса з гвинтовою проточкою. У цю порожнину поміщається сам захват, зовнішня поверхня якого має таку ж конічну поверхню, як і порожнина овершота. Захват овершота може бути суцільним у вигляді пружини або роз'ємним у вигляді комплекту клинів.

На зовнішній конічній поверхні захвата робиться гвинтова проточка з таким же кроком, як у проточки на поверхні порожнини. На внутрішню поверхню захвата наноситься насічка у вигляді паралельних або перехресних канавок. Роз'ємний захват, який частіше називають плашковим захватом (рисунок 3.27,а), використовується в овершотах малого діаметра, а суцільний пружинний захват – великого діаметра (рисунок 3.27,в).

Пружинний захват іноді справляє враження слабкої і навіть крихкої деталі, тому багато хто сумнівається в його міцності. На практиці пружинний захват забезпечує міцне з'єднання, оскільки він володіє гнучкістю і більш рівномірно розподіляє навантаження по конусній поверхні корпусу. Більшість невдач при роботі з овершотами відбувається через перевантаження, внаслідок чого корпус овершота роздувається або лопається.

Характер переміщення захвата в конусній порожнині визначається циліндровим кільцем-обмежувачем з хвостовиком або шпонкою, яка входить в зачеплення із захватом і перешкоджає його повороту, дозволяючи переміщатися тільки уздовж подовжньої осі. При русі вниз по конусній поверхні порожнини захват зменшується в діаметрі і стискає трубу, що знаходиться усередині нього, все сильніше, у міру збільшення натягнення ловильної колони. Конструкцією може бути передбачений сальниковий вузол або пакер для ущільнення простору між трубою і корпусом овершота, що дозволяє вести промивку через прихоплену колону. Це звичайно допомагає ліквідовувати прихват.

Якщо витягальну колону планується ловити за муфту або за сполучний кінець бурильної труби, то особлива увага слідує приділити стопорним пристроям, що забезпечують розміщення муфти або сполучного кінця проти тієї частини захвата, яка має насічку. Якщо захват виявиться нижче, овершот обертатиметься вільно і вільно і його неможливо буде від'єднати. Щоб зупинити овершот в потрібному місці, застосовують різні стопорні пристрої. Іноді вони виконані у вигляді товстостінних кілець, встановлюваних в порожнині корпусу над захватом; вони можуть бути суміщені разом з ущільнюючим вузлом або з пакером.

Рисунок 3.27 – Овершоти:

а – з плашковим захватом;

б – гідравлічний;

в – з пружинною та сегментними плашками

а) б) в)

Овершот, оснащений плашковим захватом і кільцевим фрезером-обмежувачем, слід застосовувати для витягання бурильних труб, якщо вони вписуються за габаритами в захват. Часто "голова" витягальної труби має задири, щербини і інші нерівності. В цьому випадку "голову" обробляють кільцевим фрезером до розмірів, що дозволяють розмістити її усередині захвата. Якщо труба значно пошкоджена, то доцільно встановити під конусом овершота подовжувач з фрезером або фрезер з направляючою воронкою і обробити трубу до того місця, де вже ніщо не заважає нормальному розміщенню захвата. Ці подовжувачі і воронки армуються зсередини карбідом вольфраму і здатні зрізати значну масу металу.

Овершот неважко пристосувати майже для всіх видів ловильних робіт. Якщо над овершотом встановити як подовжувач трубу збільшеного діаметру, які звичайно використовуються при оббурюванні, то можна захопити муфту набагато нижче за "голову" витягальних труб. Такий прийом часто рекомендують, коли "голова" представлена муфтою або сполучним кінцем з великими пошкодженнями, унаслідок чого надійно захопити їх не можна.

При спробах витягнути прихоплені (залишені) труби захват овершота заклинюється між трубою і корпусом овершота. Тому щоб від'єднати овершот від прихопленої труби, необхідно подолати сили тертя на контакті конічних поверхонь захвата і корпусу. Найчастіше це досягається збиттям корпусу вниз розташованою над ним колоною. Для цього використовують також механічний яс, що включається в колону безпосередньо над овершотом. Перед початком збиття овершота вниз необхідно переконатися, що гідравлічний яс, який теж часто включають в ловильну колону, знаходиться в закритому положенні, інакше можна пошкодити ущільнення цього яса.

Після збиття вниз овершот провертають управо з невеликим натягненням, що перевищує вагу ловильної колони. Таким чином захват виводиться із зачеплення з трубою і можна приступати до підйому овершота. Якщо через овершот пропущений значний відрізок труби, то при підйомі може виникнути необхідність кілька разів повторювати процедуру збиття і звільнення овершота.

При нащупуванні овершотом "голови" прихопленої колони рекомендується провертати ловильну колону управо при невеликих оборотах. При цьому можна включити насос, щоб промити свердловину в зоні "голови" і зафіксувати момент входження її в овершот за підняттям тиску на викиді насоса, після чого насос слід вимкнути, оскільки зустрічний потік рідини може утруднити входження "голови" в овершот. Не можна різко садити овершот на "голову" труби.

Роботу ясом треба починати з легких ударів, поступово збільшуючи їх силу, щоб забезпечити надійніший контакт захвата з трубою. Якщо відразу почати з різких ударів, то можна зірвати захват і затупити його насічку. Тоді доведеться піднімати овершот для заміни захвата.

Гідравлічний овершот (рисунок 3.27,б) входить в зачеплення із зовнішніми ловильними шийками, та дозволяє здійснювати циркуляцію в розташованому нижче інструменті. Овершот приводиться в дію механічним розвантаженням, а звільнення відбувається при розтягуванні і надлишковим тиском, що робить інструмент ідеальним для виконання ловильних робіт в горизонтальних свердловинах.

Обертальний овершот (R&R, рисунок 3.27,в ) служить для зовнішнього захоплення залишених в свердловині предметів при високих обертальних і розтяжних навантаженнях. Унікальна конструкція з сегментними плашками, розрахована на більший ресурс, в порівнянні із звичними захватами, працює спільно з лапами, розташованими між кожними плашками, формуючи високомоментний замок, що демонструє неперевершену силу захоплення і надійність.

● Внутрішні трубоуловлювачі (рисунок 3.28) призначені для захоплення труб зсередини, коли неможливо використовувати овершоти, оскільки вони поступаються останнім по ряду характеристик.

Зменшена площа перетину прохідного каналу накладає додаткові обмеження на діаметр інструментів, що спускаються, таких як прихватоміри, торпеди для відгвинчування або торпедування труб. При роботі з внутрішнім трубоуловлювачем набагато важче створити ущільнення між її корпусом і витягальною трубою, ніж при роботі з овершотом.

Проте внутрішні трубоуловлювачі часто застосовуються для витягання хвостовиків, обсадних труб, що обірвалися або прихоплених, будь-яких інших труб, "голова" яких в обірваному місці збільшилася в діаметрі унаслідок використовування ВР, втомного руйнування або подовжніх тріщин. Завдяки невеликому діаметру прохідного каналу внутрішні трубоуловлювачі мають підвищену міцність.

Більшість внутрішніх трубоуловлювачів працюють за тим же принципом, що і описані вище овершоти. По конічному корпусу трубоуловлювача телескопічно переміщається захват, внутрішня порожнина якого має однакову конусність з корпусом. На поверхні корпусу і порожнини є гвинтові проточки з однаковим кроком. Зовнішня поверхня захвата призначена для зачеплення з внутрішньою поверхнею труби і тому має насічку.

Ловильна втулка трубоуловлювача виконується подовжньо розрізаною з конічною внутрішньою поверхнею (кут нахилу біля 2°). Такий же кут має контактуюча з нею поверхня корпусу трубоуловлювача. За допомогою направляючого конуса, виконаного на кінці корпусу, трубоуловлювач вводять в аварійну трубу. При опусканні ловильна втулка спочатку впирається в торець труби і переміщується у верхнє положення, де під дією осьового навантаження (частини маси робочої колони), маючи розріз, стискується і заходить всередину труби (внутрішній трубоуловлювач). Далі при натягуванні робочої бурильної колони ловильна втулка заклинює внаслідок взаємодії з корпусом (по конічних поверхнях) і, врізаючись у аварійної труби, забезпечує надійний захват.

Щоб звільнити трубоуловлювач, його треба провернути управо. Якщо через сильне заклинювання захвату цього не вдається зробити, то можна удатися до збиття корпусу вниз, для чого звичайно над трубоуловлювачем поміщають механічний яс.

Рисунок 3.28 – Внутрішні трубоуловлювачі:

а – без направляючої воронки;

б – з направляючою воронкою

Внутрішній трубоуловлювач має широкий діапазон застосування. Його можна включати в ловильну колону над внутрішньою труборізкою або в комбінації з іншими інструментами, за рахунок чого можна заощадити час на спуск-підйом. З цією ж метою можна розміщувати під трубоуловлювачем фрезери, щоб обробити верхній торець витягувальних труб і забезпечити безперешкодний вхід трубоуловлювача у внутрішній канал верхньої труби.

Для створення ущільнення між корпусом трубоуловлювача і витягувальною трубою, корпус подовжують і в нижній його частині кріплять манжету розтрубом вниз. Частина манжети може бути закрита металевим кожухом, щоб зменшити вірогідність її пошкодження при спуску і вході у внутрішній канал труб.

Часто над трубоуловлювачем встановлюють обмежувальний перехідник збільшеного діаметру. Робиться це для того, щоб розташувати захват на певній відстані від верхнього торця труби. Звичайно цю відстань вибирають в межах від 300 до 600 мм, що відповідає місцеположенню висадженої частини бурильної труби. У іншому місці труба може роздутися при сильному натягненні, і витягнути трубоуловлювач буде важко. Якщо "голова" колони збільшена в діаметрі або має тріщини, то між обмежувальним перехідником і трубоуловлювачем поміщають подовжувач.

Є інші конструкції внутрішніх трубоуловлювачів, дещо відмінні від описаного вище, але більшість з них заснована на принципі конічного розклинюючого механізму. Для переходу захвата з транспортного положення в робоче і навпаки застосовують байонетні замки, якірні пристрої типу корончатої гайки або кулачкового типу.

● Внутрішній трубоуловлювач типу ITCO (звільнюючий, рисунок 3.29) захоплює зсередини і витягує бурильні труби, обсадні труби, НКТ або інші сторонні предмети з внутрішнім діаметром до 508 мм (20 дюймів).

Такий трубоуловлювач витримує сильні удари ясом та осьові навантаження, так як для максимального підвищення його ефективності посилені модифікації таких трубоуловлювачів можна використовувати спільно з гідравлічними інструментами для витягування колон. Трубоуловлювач захоплює залишені в свердловині труби (предмет) за великою площею контакту для мінімізації його пошкодження або деформації.

Спеціальна конструкція трубоуловлювача типу ITCO забезпечує захоплення майже по всьому колу та сумісна з ударними механізмами та інструментом для від’єднання і його підйому. Від’єднання при необхідності проводиться правостороннім обертанням.

Рисунок 3. 29– Внутрішній трубоуловлювач ITCO

► Якщо верхній кінець аварійної колони закінчується потовщенням (поломка по висадженій частині труби) або замком, в якому зруйнована різьба, то для витягання такої бурильної колони використовується мітчик.

Мітчики (рисунок 3.30) призначені для проведення ловильних робіт з колонами бурильних труб, що залишилася в свердловині, якщо обрив відбувся в потовщеній частині труби, в замку, муфті або колона труб прихоплена. Ловильний мітчик має форму усіченого конуса для врізання в потовщену частину труби, замок або муфту при ловильних роботах. На верхньому кінці мітчика нарізана замкова різьба, а на нижньому кінці — спеціальна ловильна різьба (права або ліва). Праві мітчики застосовують для витягання колони труб з правою різьбою, а ліві (при використанні бурильних трубах з лівою різьбою) — для витягання такої ж колони труб по частинах.

Мітчики можуть бути:

• універсальні;

• спеціальні (замкові);

• гладкі.

Рисунок 3.30 – Мітчики:

а – універсальні; б – гладкий; в - спеціальні

Мітчик універсальний (МБУ) застосовують для захоплення залишених у свердловині труб за їх внутрішню поверхню в потовщеній частині верхньої труби методом вкручування у тіло.

Мітчик спеціальний (мітчик-калібр, МСЗ) використовують для захоплення труби вкручуванням в замкову різьбу.

Мітчик гладкий застосовують для піднімання предметів із внутрішнім круглим перерізом і товщиною стінки 15 мм та більше. Такі мітчики мають форму звичайних мітчиків, але без уловлювальної різьби. Конусність гладких мітчиків становить від 0°30' до 5°. Чим твердіший предмет у місці захоплення, тим меншою має бути конусність. Гладкі мітчики використовують для відкручування аварійної труби і разом з нею ще кількох труб, щоб потім надійно з'єднати їх із муфтовою частиною бурильного замка. Мітчик навантажують до 200 кН, пам'ятаючи, що для звільнення гладкого мітчика треба прикласти силу на 50—100 кН більшу від попередньої.

Мітчики рекомендують використовувати в основному в тих випадках, коли виникає потреба створювати великі крутні моменти та розходжувати колону.

● Порядок проведення ловильних робіт з мітчиком такий.

На рисуноку 3.31 показано з'єднання універсального мітчика, який обладнаний центрувальним пристроєм з колоною труб.

Після спуску мітчика в свердловину, не доходячи на 3—5 м до «голови» (верхньої частини) залишеної колони встановлюють циркуляцію бурового розчину, уточнюють вагу колони за ГІВ, тиск і температуру рідини. Шукають залишену колону на розрахунковій глибині. Не дозволяється опускати універсальний мітчик на 80 см, а спеціальний — на 20 см нижче розрахункової глибини з'єднання. Коли мітчик попадає всередину колони, тиск промивальної рідини збільшується, тимчасово припиняється її циркуляція і зменшується вага колони. Наступним повільним обертанням ротора (на 2—3 оберти) з навантаженням 10—20 кН мітчик закріплюють у колоні.

Збільшення тиску спочатку і подальше його зменшення до величини, яка є більшою від первісної, свідчать, що циркуляція рідини відбувається через долото. Закріплення мітчика починають з навантаженням 20—30 кН обертаючи бурильну колону ротором і, періодично виключаючи його, слідкують за віддачею бурильної колони (0,3—0,5 оберту). Після цього здійснюють покріплення мітчика ротором до віддачі його до 4—5 обертів. Зменшення навантаження на гак свідчить про те, що мітчик з'єднався з бурильною колоною. Підвищення температури розчину фіксує циркуляцію через вибій. Після цього починають звільнення колони.