Если вы скопируете книгу или главу книги, Вы должны незамедлительно удалить ее сразу после ознакомления с содержанием. Копируя и сохраняя его Вы принимаете на себя всю ответственность, согласно действующему международному законодательству. Любое коммерческое и иное использование кроме предварительного ознакомления запрещено. Публикация данной книги не преследует никакой коммерческой выгоды, но документ способствуют быстрейшему профессиональному росту читателей и являются рекламой бумажных изданий таких документов. Все авторские права сохраняются за правообладателем. В случае претензий со стороны авторов книг/издательств обязуюсь убрать указанные книги

Глава III
НАЗЕМНЫЕ СООРУЖЕНИЯ, АГРЕГАТЫ
И ОБОРУДОВАНИЕ
ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ ТЕКУЩЕГО И КАПИТАЛЬНОГО РЕМОНТА СКВАЖИН
На рис. III.I приведена схема классификации машин, оборудования, механизмов, сооружений и инструментов, составляющих современный комплекс технических средств для текущего ремонта нефтяных, газовых и нагнетательных скважин. По этой схеме группы оборудования подразделены на подгруппы, без дифференциации их на типы и типоразмеры оборудования.
На рис. III.2 показана схема классификации машин, оборудования, механизмов, сооружений и инструмента для капитального ремонта скважин, необходимых для выполнения групп операций. Здесь техника также подразделена лишь на подгруппы, без дифференциации на отдельные типы оборудования. Видно, что и это оборудование так же, как и оборудование для текущего ремонта скважин, в основном не универсально, а специализировано для выполнения строго определенных операций. Более того, такое оборудование применяют только в одной отрасли промышленности — нефтегазодобывающей.
Главное отличие техники капитального ремонта скважин от техники текущего ремонта заключается в широком использовании комплекса бурового оборудования.
Классификация оборудования по назначению показывает, что по номенклатуре оно отличается большим числом подгрупп и разнообразием. Технологическая специфика обоих процессов превратила их к настоящему времени в сложную и многообразную область техники, сформировавшуюся в самостоятельные службы текущего и капитального ремонтов скважин.
В состав комплекса оборудования входят: вышка с рабочей площадкой и мостками; талевая система; подъемная лебедка или установка (агрегат); насосная установка; ротор; вертлюг; противовыбросовое оборудование; устьевой и подземный инструмент.
В зависимости от вида и сложности производимого ремонта, аварийных ситуаций, возникающих в процессе ремонта скважин, оборудование может поставляться отдельными комплектами или узлами {например, в виде подъемника, вышки или мачты, элементов талевой системы и т. д.), частично укомплектованными (лебедка, вышка, талевая система в комплекте, роторная установка с индивидуальным приводом, насосная установка и т. д.) и полностью укомплектованными механизмами, позволяющими осуществлять весь цикл ремонта скважин.
103

Стационарные сооружения \~\
Ч
Агрегаты спуско подъемные
Силовые приводы
Преобразователи механические
Преобразователи гидравлические
Лебедки
Талевые системы
Органы управления
Гидроподъемник
Агрегаты для спуска подъема труб под давлением
Агрегаты для внутрискважинных работ
Средства механизации
Автоспаидеры
Мехключи трубные
Мехкпючи штанговые
Механические степлажи
Гидропривод средств Механизации
агрегаты
Манипуляторы трубные
Магазины трубные
Автоматические ключи трубные
Манипуляторы штанговые
Автоматические ключи штанговые
Магазины штанговые
Промывочные агрегаты
| Тартальное оборудование
Транспортные базы колесные
Транспортные базы гусеничные
Транспортнь'е базы плавучие
L Транспорта воздушной
ые базы на подушке
Рис. III.1. Схема классификации оборудования для текущего ремонта скважин
Вышки и мачты
Вышки и мачты — стационарные или передвижные сооружения (телескопические, транспортируемые на подъемных установках), предназначенные для подвески талевой системы,. поддержания на весу колонны труб или штанг при ремонтных, работах, проводимых на скважине.
Вышки и мачты различают по грузоподъемности, высоте и конструкции. По системе опор и передачи на фундамент основной нагрузки, а также по степени разборности и методу сборки вышки подразделены на два типа: башенные и мачтовые. А-образные вышки секционные мачтового типа по сравнению с вышками башенного типа обладают меньшей металлоемкостью при равной грузоподъемности, более удобны для размещения на рабочей площадке подъемного и вспомогательного оборудования.
Мачты используют в качестве подъемного сооружения при ремонте неглубоких скважин. Подразделены они на стационарные и передвижные. Конструктивное их исполнение зависит от максимально действующей на нее нагрузки.
Передвижные мачты предназначены для ремонта скважин, не имеющих стационарных вышек и мачт. Применя-
Оборудование
ДЛЯ
капитального ремонта скважин
Агрегатированное оборудование (установки) Инструмент для внутрискважинных работ
-- -
Транспортные базы Позильный инструмент

Основания Фрезеры

Подъемники Инструмент для промывки скважин

Оборудование для вращения долота

Бурильные трубы

Промывочное оборудование

— Долота

Цементировочное оборудование
Инструмент для спуско подъемных операции

Трубные элеваторы

Клинья и с па и деры

Ключи машинные

Ключи механические
Рис. 111.2. Схема классификации оборудовании для капитального ремонта скважин
105
гот их на участках безвышечной эксплуатации скважин с большим межремонтным периодом их работы и при наличии заранее подготовленных площадок и подъездных путей. В восточных нефтяных районах Советского Союза наиболее распространена мачта ПТМ.Т-40 (передвижная телескопическая мачта трубная грузоподъемностью 400 кН), смонтированная на гусеничной тележке «Восток» и перевозимая с помощью трактора-подъемника. Мачта состоит из двух секций, дли подъема которых и выдвижения верхней секции используют лебедку подъемника.
Рабочая площадка у устья скважины, оборудованная стационарной вышкой, должна иметь размеры не менее 4X6 м, мачтой —3X4 м. При работе с использованием самоходных подъемных установок размеры площадок составляют 4X12 м. Высота площадки от поверхности земли в зависимости от высоты устья и наличия противовыбросового оборудования может быть от одного до четырех метров.
Площадки сооружают из бутобетона с деревянным настилом толщиной не менее 70 мм с уклоном четырех сторон к устью, равным 0,03°, а со стороны мостков — 0,015° для обеспечения стока жидкости. Высота фланца эксплуатационной колонны над уровнем рабочей площадки должна быть не менее 0,5м.
Приемные мостки и стеллажи, сооружаемые у вышки или мачты на уровне рабочей площадки с наклоном от ног вышки, служат для укладки труб при спуско-подъемных операциях. Конструкция их в зависимости от применяемого материала бывает различной.
В последнее время в ряде нефтяных районов применяют переносные приемные мостки, выполненные в виде металлической пространственной фермы, перевозимой волоком {на полозьях) с помощью трактора.
Эксплуатация вышек и мачт. Выщки и мачты периодически осматривают: после их сборки и подъема; до и после транспортирования в собранном виде; перед производством сложных работ (ловильных, расхаживание прихваченного инструмента, сп^ск обсадной колонны и т. п.); после сильного ветра (на открытой местности свыше 8 баллов и в лесистой — 10 баллов) и открытых нефтегазопроявлений.
При осмотрах вышки (мачты) особое внимание следует обращать на прямолинейность ног и зазоры в стыках труб, состояние фундаментов (деформацию, трещины, коррозию и другие дефекты); состояние сварных швов, диагональных тяг, балконов, лестниц, ограждений и оттяжек. Так как во время ремонтных работ вышка подвергается воздействию различных нагрузок и вибрациям, необходимо следить за тем, чтобы болтовые соединения на всех узлах были надежно затянуты и укреплены контргайками.
Выявленные дефекты необходимо немедленно устранять.
606
Подъемные установки
и комплексы подъемного оборудования
К основному оборудованию, с помощью которого производят спуско-подъемные операции, относят подъемные лебедки, монтируемые на самоходной транспортной базе — автомобиле или" тракторе. Лебедка может монтироваться совместно с вышкой, талевой системой и другим оборудованием. В этом случае оборудование в целом называют подъемной установкой, а при более полной комплектации (насосом, ротором, вертлюгом и др.) — комплексом подъемного оборудования. Если на тракторе монтируют только лебедку, такой механизм называют подъемником.
В самоходных установках и подъемниках для привода лебедки и других вспомогательных механизмов, как правило, используют двигатель самой транспортной базы. Передача вращения осуществляется от механизма отбора мощности, через трансмиссию и коробку скоростей на барабан лебедки, при вращении которого наматывается или разматывается канат. Выбор установки, комплекса оборудования и инструмента зависит от глубины ремонтируемой скважины, характера и степени сложности работ.
Для производства ремонтов применяют различные передвижные подъемные установки и агрегаты.
Подъемная установка УПТ-32 предназначена для проведения спуско-подъемных работ в процессе текущего и капитального ремонта.
Установка — самоходная, смонтирована на тракторе Т-130МГ-1. Состоит из следующих основных узлов: однобара-банной лебедки, установленной на специальном основании под оборудование; вышки с талевой системой; задней и передней опор вышки и кабины машиниста-тракториста. Привод лебедки— от тягового двигателя трактора.
Техническая характеристика установки УПТ-32
Грузоподъемность, т.......... 32
Мощность привода, кВт..... ... 118
Высота вышки от земли до оси кронблока, м 18 Скорость подъема, м/с1
наименьшая . .......... 0,28
наибольшая....... .... 1,34
Габаритные размеры, мм........10050X2700X4135
Масса, кг............. 22688
Отличительные особенности — ограничитель подъема винтовой конструкции, тормозная система с формованными тормозными колодками.
Установка тракторная подъемная УП Т1-50 предназначена для спуско-подъемных работ с насосными штангами, насосно-компрессорными и бурильными трубами в про-
107
цессе текущего и капитального ремонта скважин, не оборудованных стационарными вышками и мачтами.
Установка, смонтированная на тракторе Т-130МГ-1, состоит
из телескопической двухсекционной вышки высотой 19 м и од-нобарабанного лебедочного блока с приводом от двигателя трактора.
Техническая характеристика
Грузоподъемность, т........
Мощность привода, кВт.....
Габаритные размеры, мм.......
Масса, кг....... ...
50
117,6
11100X2475X4090 24530
Агрегат А-50У предназначен для спуско-лодъемных операций при текущем и капитальном ремонте скважин глубиной до 3500 м с укладкой труб на мостки, разбуривания цементной пробки в колоннах диаметром 141—168 мм, промывки и тар-тальных работ.
Агрегат (рис. III.3) состоит из трансмиссии 2, двухбара-банной лебедки 5 (подъемный и тартальный барабаны), телескопической вышки с талевой системой 4, ротора 8 с гидропри-
Рис. 111.3. Агрегат А-50У:
/ — компрессор; 2 — трансмиссия; 3 — гидродомкпат подъема; 4 —талевая система; 5 — двух барабанная елбедка; б —вышка; 7--системы управления агрегатом и лебедкой; S— ротор
108
Та блица III.I
Характеристика агрегата А-50У при оснастке талевой системы 4X3
Скорость
» Скорость каната, м/с Скорость талевого блока, мм Частота вращения вала барабана, об/мин Грузоподъемность, Т
1,088 0,181 39,8 50,0
1,9 0,317 69,8 34,5
4,17 0,695 153,0 12,6
7,8 1,215 268,0 7,5
I
II III
IV
водом, компрессора Л гидродомкратов подъема 3, вышки 6 и системы управления 7 агрегатом и лебедкой. Грузоподъемность агрегата при работе подъемного барабана лебедки и оснастке талевой системы 4Х-3 приведена в табл. III. 1.
Максимальное натяжение подъемного каната— 100 кН, тар-тального — 73 кН, диаметр талевого каната 25 мм, тартального — 13 мм.
Телескопическая мачта в рабочем положении имеет угол наклона 6°, высота ее до оси четырехроликового кронблока, имеющего специальный ролик для тартального каната, 22400 мм.
Управление механизмами агрегата, оснащенного ограничителем подъема крюкоблока, пневматическое от компрессора М-155-2. Охлаждение тормозов подъемного и тартального барабанов воздушное.
Привод навесного оборудования агрегата и промывочного насоса осуществляется от ходового двигателя автомобиля КрАЗ-257 при работе на прямой передаче. Отбор мощности осуществляется от раздаточной коробки автомобиля.
Частота вращения вала и мощность ротора приведены ниже.
Скорость . ....
Частота вращения, об/мин
Мощность гидравлического двигателя М-20, кВт
I
40 23,5
II
70 44
Максимальное давление в гидросистеме привода ротора 13 МПа, а рабочее 8 МПа.
Промывочный насос 9 МГР смонтирован на двухосном автоприцепе 2ПН-2. Максимальное давление насоса равно 16 МПа при подаче 6,1 дм3/с. Максимальная подача 9,95 дм3/с обеспечивается при давлении 6 МПа.
Габаритные размеры агрегата (в мм): длина—-12460, ширина— 2650, высота —4160, масса агрегата без насосного прицепа 22 400 кг, масса насосного прицепа 4124 кг.
Агрегат АзИНМАШ 37-А максимальной грузоподъемностью 32 т, смонтированный на шасси автомобиля КрАЗ-255Б, предназначен для текущего ремонта скважин глубиной до
109
2900 м. Привод навесного оборудования лебедки осуществляется от тягового двигателя автомобиля ЯМЗ-238 мощностью 176 кВт при частоте вращения вала 2100 об/мин через коробку скоростей и раздаточную коробку автомобиля.
Агрегат комплектуется автоматом АПР-2ВБ или АПР-ГП (гидроприводной) при использовании НКТ и автоматом АШК-Т — при использовании штанг.
Вышка сварная, решетчатая, телескопическая, двухсекционная с открытой передней гранью. Снабжена она ограничителями подъема верхней секции и подъема крюкоблока. При достижении крюкоблоком критического верхнего положения ограничитель отключает фрикцион лебедки и включает тормоз.
Талевая система состоит из одноосного четырехроликового кронблока и крюкоблока 2КРБ2Х28 (двухроликового талевого блока и трехрогого крюка с амортизационной пружиной).
Гидравлическая система обеспечивает подъем вышки и домкратов задней опоры, а также служит приводом для лебедки выдвижения верхней секции вышки и автомата АПР-ГП для свинчивания и развинчивания НКТ.
Пневматическая система предназначена для управления муфтами включения барабана, гидронасоса, дистанционного управления сцеплением двигателя, управления тормозом при срабатывании противозатаскивателя. Управление тормозным устройством лебедки — ручное с пневматическим усилителем от ножной педали. Расстояние от оси опорных домкратов до центра скважины должно быть 1500 мм. Оснастка талевой системы 3X2, максимальный диаметр каната 21,5 мм,
Габаритные размеры агрегата 10180X2700X4000 мм, масса его 19600 кг, в том числе заправка 300 кг.
Освещение агрегата, рабочей площадки и мостков осуществляется взрывобезоласными светильниками ФВН-64-1 и ФВН-64-2 с питанием от базового генератора или от сети через трансформатор и выпрямитель.
Техническая характеристика агрегата АзИНМАШ-37А приведена ниже.
Номинальная грузоподъем- Число тормозных лент . I
ностъ, т...... 28 Ширина ленты, мм 120
Максимальная грузоподъем- Охлаждение тормоза . Воздушное
ность, т...... 32 принуди-
Диаметр бочки барабанам, мм 420 тельное
Длина бочки барабана, мм 809 Высота вышки от земли до оси
Диаметр тормозного шкива, мм 1000 кронблока, м.....18
Число тормозных шкивов . . 1 Высота подъема крюка, м 12
Для спуско-подъемных операций при текущем и капитальном ремонте нефтяных и газовых скважин, оборудованных вы-шечными сооружениями, применяют подъемную лебедку ЛПТ-8, смонтированную на шасси трактора Т-130, Лебедка состоит из однобарабанного блока с приводом от двигателя трак-
110
Таблица III.2
Техническая характеристика подъемников ЛПТ-8 и ЛПР-ЮЭ
Показатели ЛПТ-8 ЛПР-ЮЭ
Наибольшее тяговое усилие на набегающем кон- 85 100
це каната, кН
Диапазон скоростей набегающего конца каната, 1,12—5,36 1,5-7,2
м/с
Привод лебедки от двигателя Т-130 Два электро
двигателя
Мощность тягового двигателя, кВт 118 150
Длина 15-мм каната, навиваемого на барабан ле- 2000 2200
бедки, м
Число тормозных шкивов 2 2
Диаметр тормозного шкива, мм 1000 1120
Тормозные ленты:
число 2 2
ширина, мм 160 150
Фрикционный материал Ретинакс Ретинакс
Габаритные размеры, мм:
длина 6440 7000
ширина 2750 2850
высота 3000 21 80
Масса, кг 18600 12500
тора через шестискоростную коробку передач. Техническая характеристика подъемника ЛПТ-8 приведена в табл. III.2.
Для освоения и капитального ремонта скважин глубиной до -3500 м при наличии стационарных подъемных сооружений, расположенных на морских основаниях или приэстакадных площадках, применяют подъемную установку ЛПР-ЮЭ.
Установка комплектуется лебедкой стяговым усилием каната 100 кН, ротором, механизмами для свинчивания и развинчивания бурильных тр>б диаметрами 73 и 89 мм и НКТ диаметром до 114 мм с гидравлическим приводом, гидрораскрепи-телем и другими средствами малой механизации. Она создана на базе унифицированной лебедки от подъемника ЛПТ-8, оснащена противозатаскивающим механизмом, катушкой для подтаскивания тяжестей, цепной звездочкой для привода ротора. Ленточный механический тормоз сдублирован с электромагнитным, позволяющим спускать колонну по заранее заданному режиму торможения.
Эксплуатация установок и комплексов подъемного оборудования. Подъемник (агрегат) устанавливают на специальной бутобетонной площадке и надежно закрепляют в удобном месте, откуда хорошо должно быть видно устье скважины. Правильность его установки и центричность талевого блока по отношению к устью скважины проверяют путем подъема-спуска ненагруженного талевого блока на полную высоту вышки (мачты). При этом проверяют правильность навивки талевого каната на барабан лебедки. До
111
крепления ходового конца каната на барабане лебедки канат необходимо пропустить через оттяжной ролик и прикрепить к делительному диску барабана. Затем, когда крюк займет нижнее положение, на рабочую часть барабана навивают канат (8—10 витков). При ровной укладке каната считают, что подъемник установлен правильно.
В процессе эксплуатации во время приема и сдачи вахты осматривают подъемные механизмы и опробуют их узлы; не реже одного раза в неделю следует проверять все узлы, их крепление, степень износа и регулировку. Выявленные неисправности должны быть устранены.
Нагружать подъемный механизм следует в соответствии с его технической характеристикой. Скорости подъема необходимо переключать при полной остановке валов, так как перегрузки приводят к более интенсивному износу деталей, а часто и к их поломке.
Кроме того, в процессе эксплуатации подъемных механизмов, необходимо: регулярно проверять и своевременно подтягивать болты крепления всех узлов, при этом особое внимание следует обращать на крепление валов лебедки и узлов тормозной системы; проверять состояние шкивов тормоза и шинно-пневмати-ческих муфт, не допускать попадания воды и масла на их рабочую поверхность; постоянно наблюдать за работой ленточного-тормоза и при износе колодок заменять их; следить за состоянием подшипников. Они должны работать плавно и бесшумно» температура нагрева их не должна превышать 70 °С; регулярно проверять цепные передачи и следить за их работой. Особое внимание следует обращать на смазку и состояние шплинтов,, поврежденные шплинты необходимо заменять новыми; проверять состояние системы управления и тормозной системы подъемных механизмов; проверять состояние кожухов и их крепления; регулярно смазывать трущиеся поверхности, следить за частотой смазки и за тем, чтобы не были загрязнены каналы для смазки.
Талевая система
Талевая система, предназначенная для уменьшения натяжения на подвижной ветви каната, навиваемого на барабан, состоит из кронблока, талевого блока, крюка, талевого каната и направляющего ролика.
Талевый канат попеременно огибает шкивы кронблока и талевого блока или крюкоблока; при этом подвижный его конец, проходящий через оттяжной ролик, закрепляют на барабане подъемной лебедки, а неподвижный — прикрепляют к рамному брусу вышки, а на передвижных установках — к специальной проушине на станине. В зависимости от глубины скважины, вида работ и предполагаемой нагрузки выбирают обо-
112
рудование талевой системы соответствующей грузоподъемности.
С 1978 г. освоено производство оборудования талевой системы нормального ряда, в основу которого положены: высокая степень унификации между типоразмерами, а также отдельными видами изделий, простота и удобство обслуживания в промысловых условиях, безопасность и надежность работы как отдельных узлов, так и оборудования в целом.
Стальные (талевые) канаты выпускаются промышленностью различных конструкций и диаметра в зависимости от назначения, условий работы и предъявляемых к ним требований.
Основное требование, предъявляемое к стальным канатам,— обеспечение заданного расчетного разрывного усилия при конструкции с оптимально минимальным диаметром, минимальными массой и жесткостью.
Оттяжной (направляющий) ролик предусмотрен; для изменения направления талевого каната от подъемника к кронблоку и предохранения вышек и мачт от опрокидывания. Шарнирное устройство ролика допускает вращение его в горизонтальной и вертикальной плоскостях. Оттяжные ролики рассчитаны на тяговое усилие 40, 80 и 120 кН.
Ролик крепят к рамному брусу или специальному фундаменту, расположенному между подъемником и вышкой на расстоянии не далее 1 м от ноги вышки. При установке ролика у мачты его крепят к трубе, пропущенной между фундаментами ног, и возможно ближе к ноге мачты. Со стороны подъемника его устанавливают так, чтобы талевый канат, идущий к подъемнику через ролик, не пересекал рабочей площадки и стеллажей и не касался где-либо самой вышки (мачты). Оттяжной ролик ограждается специальным приспособлением. Неподвижный конец талевого каната крепят к противоположной ноге вышки или мачты.
Оснастка систе мы . Перед оснасткой талевой системы определяют число шкивов в талевом блоке, тип каната, era диаметр, длину и разрывное усилие. Диаметр каната должен соответствовать диаметру канавок шкивов кронблока и талевого блока.
Оснастку талевой системы выполняют следующим образом. Помощник бурильщика пропускает пеньковую веревку через шкив кронблока, а конец опускает вниз до пола вышки. Длина веревки должна быть не менее двойной высоты вышки. Бурильщик, находящийся внизу, привязывает один конец веревки к талевому канату, навивает на катушку трактора-подъемника и с помощью лебедок протаскивает талевый канат через крайний шкив кронблока.
Для протаскивания каната через второй шкив кронблока бурильщик привязывает свободный конец веревки к канату, поднимаемому вверх на первом шкиве, и пропускает его через
8—572 И*
шкив талевого блока. Помощник бурильщика, находящийся на иодкронблочной площадке, отвязывает веревку, пропускает ее через другой шкив кронблока и отпускает вниз. Затем протаскивает канат через этот шкив. Так же пропускают канат через все шкивы кронблока и талевого блока. После оснастки неподвижный конец его крепят к рамному брусу вышки, а подвижный — к барабану лебедки.
Так как в процессе эксплуатации талевый канат изнашивается неравномерно (наиболее изнашивается ведущая струна), •его следует периодически осматривать.
При замене талевого каната раскрепляют его неподвижный конец и соединяют с концом нового каната. Во время вращения •барабана лебедки сработанный канат постепенно навивается ла него. Одновременно с этим новый канат переходит через шкивы кронблока и талевого блока. Когда его конец, пройдя шкивы, будет наматываться поверх сработанного, другой свободный конец нового каната закрепляют (неподвижный конец). Затем новый канат отсоединяют от сработанного, прикрепляют к барабану и навивают на него.
Практикой установлено, что при использовании каната уве-.личенной длины и эксплуатации его с перепуском удлиняется срок службы и, соответственно, сокращается расход каната.
Эксплуатация системы. Перед пуском талевой системы в работу необходимо проверить: плавность вращения канатных шкивов и степень изношенности канавок; легкость откидывания кожухов и надежность их крепления; плавность проворачивания ствола крюка в стакане; исправность защелок; надежность крепления всех узлов, гаек, болтов, а также крепления кронблока к подкронблочным балкам; наличие смазки в подшипниках и шарнирах. Все неисправности следует устранить.
Кроме того, при наружном осмотре проверяют состояние щек, штропов и других деталей. В случае обнаружения дефектов (вмятин, трещин и т. д.) неисправные детали талевой системы заменяют. В процессе эксплуатации талевой системы необходимо: проверять надежность крепления всех узлов, при этом особое внимание обращают на надежность крепления гаек и болтов; следить за износом канавок канатных шкивов; регулярно смазывать подшипники и шарнирные соединения; следить за чистотой смазки и за тем, чтобы не были загрязнены смазочные каналы; следить, чтобы канатные шкивы вращались свободно без заедания и шума в подшипниках; не допускать работу талевой системы при нагреве подшипников выше 70 °С (при перегреве подшипники необходимо промыть керосином с помощью ручного насоса, а затем смазать); следить, чтобы реборды канатных шкивов не задевали за кожух, а талевый канат при прохождении через прорези кожухов не задевал за их кромки; проверять легкость вращения крюка вокруг вертикальной оси и на пальце крепления к стволу.
114
При выявлении неисправностей или поломок в элементах талевой системы работы следует прекратить и произвести ремонт или замену неисправного оборудования. Производить дальнейшие работы с неисправным оборудованием категорически запрещается.
Роторы
Ротор предназначен для вращения колонны бурильных труб'-при выполнении различных работ по капитальному ремонту скважин, поддерживая на весу колонны труб в процессе спус-ко-подъемных операций, свинчивания и развинчивания бурильных труб во время подъема инструмента.
Ротор Р360-Ш 1 4М состоит из станины, стола с коническим зубчатым венцом, опирающегося на упорные подшипники, кожуха, крышки и роторного вала. Техническая характеристика его приведена ниже.
Проходное отверстие в стволе, мм...... 369
Наибольшая статическая нагрузка на стол, кН . . 1250
Наибольшая частота вращения стола, мин~' . . . 200
Габариты, мм............ 1385х92оХ510-'
Масса, кг.............. 1230
Установка роторная УРК-50 состоит из электродвигателя, фрикционной муфты, коробки перемены передач, ротора, гидроцилиндра с системой привода, установленных на общей раме. Комплектуется ключом К.ГП (с гидравлическим приводом) для свинчивания и развинчивания бурильных труб и полуавтоматическим слайдером от механического ключа КМУ-50.
Правильный и своевременный уход за ротором обеспечивает длительную и безотказную его работу.
Перед пуском рогора в работу проверяют: правильность его-монтажа; состояние стопорного устройства стола {во время пуска и работы ротора стопорное устройство должно находиться в открытом положении, так как включение ротора с закрытым стопорным устройством приведет к поломке отдельных его узлов); состояние зубчатой передачи и подшипников путем вращения вручную ведущего вала (ведущий вал должен проворачиваться усилием одного рабочего за цепное колесо плавно, без заеданий и толчков); состояние защелок крепления вкладышей и зажимов (защелки должны легко проворачиваться от руки); уровень смазки и ее качество; качество смазки трущихся поверхностей клиньев; состояние и надежность крепления гаек, шпилек и пробок.
В процессе эксплуатации ротора проверяют надежность крепления всех узлов; следят за уровнем и качеством смазки в роторе (регулярно смазывают трущиеся поверхности и заменяют смазку); промывают поверхность стола ротора во избежание попадания бурового раствора в масляные ванны; следят,
8* 115
чтобы через уплотнение ведущего вала не протекало масло; следят за состоянием подшипников (при повышении температуры подшипников свыше 70 °С прекращают работу и устраняют лричины перегрева подшипников); следят за исправностью сто-лорного устройства и защелок.
При выявлении неисправностей или поломок ротора необходимо прекратить работу и произвести ремонт.
Вертлюги
Вертлюг — соединительное звено между талевой системой 41 буровым инструментом, обеспечивающий свободное вращение .инструмента и подачу промывочной жидкости через колонну труб к забою скважины.
Различают два типа вертлюгов: промывочные (ВП) и эксплуатационные (ВЭ).
Промывочные вертлюги (ВП) изготавливают с .фланцевым или резьбовым отводом. Наиболее широко используются вертлюги ВП-50ХЮО и ВП = 80Х200. Вертлюг ВП-50Х Х100 (4ВП-50) (рис. III.4) состоит из ствола 1 и корпуса 2 с отводом 3 под промывочный шланг. В корпусе установлены два радиальных шарикоподшипника 4, обеспечивающие свободное вращение ствола. Внутренняя полость корпуса в верх-лей и нижней частях герметизируется самоуплотняющимися манжетами 5, а от пыли и грязи —войлочными уплотнениями 6. Промывочные трубы присоединяют к нижнему концу •ствола.
Трубный элеватор закрепляют на стволе под колпаком, навинченным на верхнюю часть ствола. При работе корпус вертлюга находится под воздействием массы промывочного шланга, а масса промывочных труб воздействует на ствол вертлюга. Вертлюг ВП-80Х200 конструктивно сходен с вертлюгом ВП-50ХЮО и отличается от него размерами, грузоподъемностью, а также быстросборным соединением шланга с отводом. Эксплуатационный вертлюг В Э-5 0 (рис. II 1.5) состоит из неподвижной и вращающейся частей. Неподвижную часть составляют корпус, крышка, серьга и отвод буровой трубы. К вращающейся части относится стол, установленный на трех подшипниках, которые обеспечивают надежное центрирование его относительно корпуса, и восприятие осевой и радиальной нагрузок, возникающих при работе. В качестве основной средней опоры применен упорный шариковый подшипник. Верхний подшипник —роликовый конический, нижний — подшипник -скольжения.
Вертлюг имеет надежную уплотнительнук) систему, пред-•охраняющую от попадания жидкости в опорные узлы. Отвод буровой трубы заканчивается резьбой для присоединения штуцера быстросборного соединения.
Рис. III.4. Вертлюг 4ВП-50 (ВП-50Х100)
Рис. HI.5. Эксплуатационный вертлюг ВЭ-50:
1 — серьга 2 —отвод; 3 — манжетное уплотнение, 4—верхняя опора; 5—быстросборное соединение 6 — основная опора, 7 — корпус, 8— нижняя опора; 9 — ствол
Перед началом эксплуатации (перед сборкой вертлюга с ведущей трубой) необходимо проверить следующее.
1. Плавность вращения ствола. Ствол должен вращаться от усилия, приложенного одним рабочим к рукоятке ключа; если ствол не вращается, то необходимо ослабить уплотнение внутренней трубы, если же и после этого ствол не проворачивается, то вертлюг должен быть заменен.
2. Состояние ствола и переводника (внешним осмотром); в случае обнаружения трещин, износа или повреждений резьбы вертлюг отправляют на ремонт.
3. Надежность крепления горловины, крышки вертлюга и нижнего фланца, при этом обращают особое внимание на крепления гаек во избежание их самоотвинчивания.
4. Уровень и качество масла в вертикальном положении вертлюга. При необходимости добавляют масло или заменяют его свежим.
5. Состояние нижнего уплотнения. При утечке масла через уплотнение заменяют асбографитовые манжеты и севанитовые
117
кольца. Полость севанитового уплотнения набивают густой смазкой.
6. Состояние штропа (путем его внешнего осмотра), его вра-
щаемость и наличие смазки в пальцах.
В процессе эксплуатации необходимо проверять: надежность крепления всех узлов вертлюга; состояние масла и его уровень в ванне; состояние подшипников; уплотнения и переводники. В случае повышения температуры подшипников выше 70 °С прекращают работу и устанавливают причины перегрева, При появлении течи через уплотнение прекращают работу и устраняют неисправность. В сл\чае течи промывочной жидкости через соединение переводника со стволом вертлюга или через ведущую трубу останавливают работу и закрепляют резьбовое соединение.
Промывочный шланг — гибкое соединительное звено между вертлюгом и стояком, через который прокачивают промывочную жидкость. Внутренний диаметр его составляет 38, 63> 76 и 90 мм, длина—18 м. Рассчитан шланг на рабочее давление 10, 15 и 20 МПа.
Внутренний и наружный резиновые слои выполнены из неф-темаслостойкой и стойкой к абразивному воздействию резины. Концевые участки имеют дополнительную арматуру, создающую переходную жесткость от шланга к штуцеру.
Промывочные установки и насосы
Для нагнетания различных жидкостей в скважину при промывке ее от песчаных пробок, в процессе цементирования ираз-буривания цементных стаканов, во время гидроразрыва и при других работах применяют передвижные или стационарные насосные установки.
Промывочная установка УНТА-100Х200 смонтирована на шасси автомобиля ЗИЛ-130. Состоит из насоса НП-100, трансмиссии, мерного бака, манифольда, вспомогательного трубопровода и средств дистанционного управления.
Привод трехплунжерного горизонтального насоса осуществляется от тягового двигателя через коробку отбора мощности. Управление двигателем и трансмиссией осуществляется из кабины монтажной базы, а также с поста мерного бака.
Техническая характеристика установки приведена в табл. III.3.
Промывочная установка УН IT-100X200 (табл. III.3) смонтирована на тракторе Т-130, имеет систему обогрева и продувки гидравлической части насоса и нагнетательного манифольда выхлопными газами тягового двигателя трактора, что позволяет эксплуатировать насос при низких температурах. Привод насоса осуществляется от тягового двигателя трактора через узел отбора мощности, коробку передач и цепной редуктор.
118
Таблица III.3
Техническая характеристика промывочных установок
Показатели Установка
УН1А-100Х200 УН1Т-100Х200
Транспортная база Автомобиль Трактор Т-130
ЗИЛ- 130
.Привод: Тяговый двига- Тяговый двига
тель автомобиля тель трактора
мощность, кВт ПО 118
частота вращения вала, об/мин 3200 1070
полезная мощность, кВт 83 82
Тип насоса НП-100 НП-ЮОХЛ1
Диаметр плунжера, мм 125 125
Длина хода плунжера, мм 125 125
Наибольшее число двойных ходов 206 168
Наибольшее развиваемое давление, МПа 20 20
Наибольшая идеальная подача, дм3/с 15,8 12,9
Условный диаметр проходной части трубо-
проводов, ММ1
приемного 100 100
нагнетательного 50 50
вспомогательного 50 50
Длина вспомогательного трубопровода, м 18,2 25
Емкость мерного бака, м3 3 —
Габаритные размеры, мм:
длина 6950 5850
ширина 2500 2500
высота 2580 3040
.Масса, кг 7620 17150
При капитальном ремонте скважин во время работ по за-резке и бурению второго ствола наряду с передвижными насосными установками применяют стационарные насосы 9МГр и 15Гр.
Насос 9МГр поршневой, двухцилиндровый двухстороннего действия, горизонтальный. Состоит из гидравлической части, шатуна с крейцкопфами, приводной части и литой станины.
Техническая характеристика насоса 9МГр приведена ниже.
Полезная мощность,
кВт.......74
Наибольшее давление,
МПа.......16
Наибольшая подача, дм3/с ..... 16,7
Передаточное число зубчатой передачи Габариты, мм . . . Масса (со шкивом), кг........
5,11 264X1000X1740
2670
Насос 15Гр поршневой, двухцилиндровый, двухстороннего действия, горизонтальный. Имеет станину сварно-литой конструкции с разъемом по осям вала. Клапанные коробки насоса крепятся в лобовой стенке станины.
119
Техническая характеристика насоса 15Гр приведена ниже.
Полезная мощ- Передаточное чнс
ность кВт . 169 ло 3j бчатой пере-
Наибольшее давле- дачи . 4,45
ние, МЛа 40 Габариты, мм . 2650X1240X2080
Наибольшая пода- Масса (со шкн-
ча, дм3/с . . . 16,7 вом), кг . . . 3660
Эксплуатация насосов и промывочных установок. После монтажа стационарного насоса на скважине необходимо: установить насос в горизонтальной плоскости по уровню, проверить положение шкива или звездочки, трансмиссионного вала относительно шкива или звездочки при-вода, а также натяжку и состояние клиновидных ремней и состояние ограждения клиноременной передачи; вскрыть люки насоса, проверить наличие и состояние масла в ванне Если масло загрязнено, то его сливают, масляную ванну промывают керосином, после чего заливают свежее масло до уровня верхней метки маслоуказателя; ручным насосом смазывают подшипники трансмиссионного и кривошипного валов; в предохранительный клапан устанавливают диафрагму, соответствующую рабочему давлению.
Затем проводят пробный пуск насоса, для чего полностью открывают пусковую задвижку, чтобы жидкость из насоса через выкидную линию поступала в приемную емкость и давление нагнетания было минимальным. Если насос установлен выше приемной емкости, то перед пуском насоса полости над всасывающими клапанами заполняют водой После спуска насоса наблюдают за поступлением жидкости из выкидной линии. Обнаруженные неисправности при работе насоса вхолостую необходимо устранить и только после этого пускать его в работу-под нагрузкой, предварительно спрессовав рабочий манифольд на давление, не менее полуторакратного максимального рабочего давления.
В процессе эксплуатации насоса необходимо следить за показаниями контрольно-измерительных приборов, состоянием и работой его отдельных узлов и деталей (давление нагнетания не должно превышать допустимое для цилиндровых втулок, установленных в насосе), за состоянием сальников штока и \плотнений крышек клапанов, цилиндров и других соединений гидравлической части насоса и его обвязки; за работой клапанов и поршней (появление стука свидетельствует о ненормальной работе клапанов и поршней, а также о нарушении соединения штока с поршнем или крепления цилиндровых втулок); за непрерывной промывкой штоков водой; за состоянием подшипников, пальцев и направляющих крейцкопфов, которые должны работать без ст>ка (нагрев этих узлов свыше 70 СС не разрешается); за соединениями контрштоков с крейцкопфами и штоков с контрштоками, креплениями клапанных коробок к.
120
корпусу насоса; клиноременными передачами и их ограждением; содержанием песка в буровом растворе.
При появлении неисправностей или поломок в насосе необходимо выявить причины и устранить их.
Элеваторы
Элеватор предназначен для захвата колонны труб или штанг и удержания их на весу в процессе спуско-полъемных операций. В зависимости от вида захватываемой колонны применяют трубные (для обсадных, бурильных и насосно-комп-рессорных труб) и штанговые элеваторы. По конструкции различают элеваторы одноштропные и двухштропные.
Элеватор состоит из следующих основных деталей и узлов: корпуса, захвата, замка и предохранителя. Корпус, как основная деталь, несущая нагрузку, выполняется литым или кованым.
Важная деталь элеватора — замок, который должен обеспечить надежное запирание захватного устройства. Это достигается с помощью предохранительного устройства, которым оснащается каждый замок в целях предупреждения самооткрывания.
Конструктивное исполнение элеваторов зависит от диамег-ра захватываемых труб и штанг, от способа захватывания йот массы поднимаемых или опускаемых колонн. Этим объясняется многообразие конструкций элеваторов, применяемых при ремонте скважин. Например, для обсадных и бурильных труб применяют двухштропные элеваторы, для насосно-компрессор-ных — как двухштропные, так и одноштропные. Для захвата штанг используют одноштропные элеваторы.
Элеваторы ЭТА предназначены для захвата насосно-компрессорных и бурильных труб под муфту, выпускают их двух типоразмеров грузоподъемностью 32 и 50 т для труб диаметром от 48 до 89 мм.
Элеватор (рис. III. 6} состоит из корпуса 1, шарнирно соединенного с серьгой 2, сменных захватов 3 для труб и рукоятки 4, которая одновременно является и запорным устройством. Эксплуатационные его особенности: простота и удобство обращения во время работы, автоматичность процесса захвата труб, наличие сменных захватов, позволяющих одним размером элеватора ремонтировать скважины с несколькими размерами труб. Такие элеваторы можно применять как при механизированном свинчивании — развинчивании труб, так и при ручном— в комплекте со слайдером.
Элеваторы с захватным приспособлением Э 3 Н, выпускают их грузоподъемностью от 15 до 50 т. В комплект входят: два элеватора, захватное приспособление и штроп.
Захватное приспособление состоит из захвата, затвора и серьги, в которую предварительно вдевают штроп. Затвор запи-
121
Рис. т.е. Элеватор ЭТА
Рис. 111.7. Элеватор ЭЗН:
/ — серьга; 2— палец, 3 — вянт; 4—затвор; 5
створка; б —корпус; 7 —рукоятка; 8 — захват, 9 шплинт; 10 — штроп
9 —
рает открытый зев захвата, винт которого ограничивает движение затвора и препятствует полному выходу его из захвата. Чтобы открыть затвор, его рукоятку необходимо повернуть и вытянуть до отказа, а чтобы закрыть — повернуть ее до попадания в выемку в корпусе захвата.
Основные узлы элеватора (рис. III.7): корпус и створка. Снизу корпус имеет круговой опорный фланец. Два паза в корпусе элеватора направляют движение шлицев створки. Корпус в сборе со створкой придает элеватору замкнутую трубообраз-ную форму. Муфта трубы опирается на выступы, имеющиеся на верхних бортах корпуса. Для удобства работы предусмотрена ручка. Две лыски в средней части корпуса препятствуют проворачиванию элеватора в захвате.
Элеваторы ЭГ грузоподъемностью в зависимости от типоразмеров 16—80 т предназначены для работы с автоматом АПР-2ВБ. Состоят они из корпуса, створки, защелки и серьги.
Элеваторы ЭТАР предназначены для производства спуско-подъемных операций в неглубоких скважинах при свинчивании и развинчивании НКТ вручную. Особенно эффективны
122
Рис. 111.8. Элеватор ЭТАД'
1 — предохранитель; 2 —кор-лус; 3 —упор; 4 — захват; 5 — рукоятка
они при работе с трубами малого диаметра и полыми штангами.
Элеватор состоит из корпуса, шарнирно соединенного с серьгой, сменных захватов для труб и рукоятки, одновременно выполняющей роль запорного устройства. Благодаря сменным захватам, два размера элеваторов обеспечивают захват шести размеров труб.
Элеваторы ЭШН грузоподъемностью 5 и 10 т служат для захвата насосных штанг под головку. Элеватор состоит из корпуса, втулки, вкладыша и штропа. Внутри кольцевой расточки корпуса размещена поворотная втулка, расположенная эксцентрично относительно отверстия элеватора. В корпусе и втулке предусмотрена прорезь для ввода штанги. На опорном выступе элеватора имеется сменный вкладыш, предохраняющий его корпус от износа. Корпус имеет два шипа, на которые надевается штроп, свободно поворачивающийся на них.
Элеватор ЭТАД грузоподъемностью 50 и 80 т (рис. III.8) с захватным устройством автоматического действия состоит из корпуса, шарнирного выдвижного захвата, упоров, рукоятки и подпружиненных защелок штропов. Крепление рукоятки с корпусом выполнено таким образом, что рукоятка исполняет также функцию запорного устройства. Благодаря наличию сменных захватов, одним элеватором можно производить спуско-подьемные операции с несколькими типоразмерами труб. Элеватор применяют в тех случаях, когда работы по свинчиванию и развинчиванию труб осуществляются вручную. В комплект входят: два элеватора, захватное устройство и два штропа.
123
Рис. 1П.9. Спайдер АСГ-80.
/ — вкладыш центратора, 2 — корпус; 3 — корпус клина 4 — плашка, 5 —подвеска, 6 — пружина ползуна, 7 —направляющая
7 6
Элеватор ЭХЛ грузоподъемностью в зависимости от типоразмера, равной 10—40 т, состоит из массивного кованого корпуса, затвора с рукояткой и предохранительного устройства. В верхней части корпуса предусмотрена кольцевая выточка, куда вкладывается затвор, на который навинчивается поворотная рукоятка, в закрытом положении фиксируемая предохранителем.
Спайдеры
Слайдеры предназначены для автоматизации операций по захвату, удержания на весу, освобождения и центрирования колонны насосно-компрессорных или бурильных труб в процессе спуска их в скважину. На рис. III.9 показан автоматический слайдер АСГ-80. Он состоит из корпуса, клиньевой подвески> сменных центраторов и механизма подъема клиньев.
Техническая характеристика слайдера АСГ приведена ниже.
Условный диаметр захватываемых труб, мм . 60, 73, 89 Грузоподъемность, т . . 80
Габариты, мм
длина . ширина высота
380 335 365
Масса, кг
спайдера с подвеской и вкладышем центратора для труб диаметром 73 м полного комплекта . .
67 135
Штропы
Штропы служат для подвески элеватора на крюк. Конструктивно это замкнутая стальная петля овальной формы, сильно вытянутая по одной оси. Изготавливают их цельнокатанны-ми или сварными в стыке контактной сваркой с последующей термообработкой. Штропы различают по назначению: буровые нормальные — ШБН; буровые укороченные—ШБУ и эксплуа-
124
тационные — ШЭ. Для текущего И капитального ремонта скважин выпускают штропы ШЭ-28-П-Б и ШЭ-50-Б грузоподъемностью 28 и 50 т.
Ключи
Ключи различных конструкций и типоразмеров применяют-для свинчивания и развинчивания бурильных, обсадных, касос-но-компрессорных труб и штанг.
Для свинчивания и развинчивания труб в основном ис— пользуют ключи двух типов: шарнирные и цепные. Шарнирные-ключи, подразделяемые на машинные и ручные, легче цепных,, удобны и просты в работе; при работе с ними поверхность труб в меньшей степени подвержена различным повреждениям.
Машинные ключи УМК применяют для докрелле-ния или раскрепления замкового соединения бурильных труб или соединения труб обсадной колонны с помощью механической тяги.
Ключи трубные двух шарнирные КТД предназначены для свинчивания и развинчивания насосно-компрес-сорных труб как вручную, так и с помощью автомата АПР-2ВБ или КМУ-50.
Ключ КТД (рис. ШЛО) состоит из большой ^ и малой / челюстей и рукоятки 3, шарнирно соединенных между собой.
На оси шарнира большой челюсти и рукоятки 6 насажена пружина 4, стягивающая челюсти к центру образующих дуг, за счет чего ключ удерживается на тр>бе. На малой челюсти 1 расположен самоустанавливающийся сухарь 5 с дугообразной, зубчатой поверхностью, благодаря которой сухарь всей поверх-
Рис. 111.10. Трубный ключ
125-
Рис. 111.11. Трубный ключ КЛ1 i
гостью контактирует с трубой (в отличие от других применяемых шарнирных ключей). Это обеспечивает более надежное захватывание трубы, снижает давление на контактной поверхности, что предохраняет сухари и поверхность труб ог износа и повреждения.
Трубный ключ КТНД состоит из шарнирно соединенных челюсти и рукоятки. В челюсть вставлена плоская плашка, а в рукоятку — дугообразная с выпуклой рабочей поверхностью. На оси шарнира установлена пружина, обеспечивающая удержание ключа на вертикальной трубе.
Т_рубный ключ КТГУ (рис. III. 11) используют при механизированном свинчивании и развинчивании труб с помощью механизмов АПР-2ВБ; КМУ-50, имеющих водило. Ключ •состоит из рукоятки 6 и створки 4, шарнирно соединенных с челюстью / при помощи пальца 3. При надевании ключа на трубу створка 4 поворачивается вокруг пальца 3 и под действием пружины 5 плотно прижимается сухарем 2 к трубе.
Стопорный ключ КСМ предназначен для стопоре-ния колонны труб от проворачивания при их механизированном свинчивании и развинчивании. Ключ состоит из челюстей, •соединенных шарнирно с помощью пальца, двух защелок и •сухаря. При надевании ключа на трубу под воздействием пружины одна защелка замыкает его, а вторая — предотвращает от самооткрывания. Эксцентричная расточка внутренней поверхности челюсти обеспечивает заклинивание сухаря между трубой и челюстью. Для работы с трубами различных диаметров необходимо предварительно установить сухарь, соответствующий диаметру труб.
Штанговые ключи КШ предназначены для свинчивания и развинчивания вручную насосных штанг в процессе спуско-подъемных операций при ремонте скважин. Выполнены они из кованой заготовки с зевом под размер квадрата штанги и рукояткой.
Круговой штанговый ключ КШК предусмотрен для отвинчивания штанг (внутри насосных труб) при заклини-
Р26
вании плунжера скважинного насоса. Состоит он из обода, неподвижной и подвижной плашек, зажимного винта и ступицы,. состоящих из двух дисков.
Цепные ключи предназначены для свинчивания и развинчивания вручную насосно-компрессорных труб различных диаметров. При этом необходимо, чтобы цепь ключа плотно» облегала трубу и захватывала звено за усики головки рукоятки.
Ключ состоит из рукоятки, двух щек, шарнирно соединенных с помощью болта с рукояткой, и цепи. Щеки имеют по четыре дугообразных рабочих поверхности, предусмотренные для замены поверхности по мере ее износа.
Цепные ключи выпускают двух типов: КДН (ключ цепной нормальный) и КЦО (облегченный).
БУРИЛЬНЫЕ, ОБСАДНЫЕ, НАСОСНО-КОМПРЕССОРНЫЕ ТРУБЫ И ИХ СОЕДИНИТЕЛЬНЫЕ ЭЛЕМЕНТЫ. НАСОСНЫЕ ШТАНГИ
Бурильные трубы
Колонна бурильных труб — связующее звено наземного оборудования с инструментом, применяемым во время ремонтно-исправительных, ловильных работ, зарезки и бурения второго ствола и др. Она состоит из бурильных, утяжеленных бурильных труб, ведущей трубы и соединительных элементов (замков,, муфт и переводников).
При капитальном ремонте нефтяных, газовых и нагнетательных скважин используют стальные бесшовные бурильные трубы с высаженными концами, а также трубы с высаженными' концами и коническими стабилизирующими поясками, на концах этих труб предусмотрена резьба с правым и левым направлениями нарезки.
Трубы в двухтрубки соединены муфтами, а двухтрубки между собой — замками. На каждой трубе на расстоянии 0,4— 0,6 м от одного из ее концов выбивают клеймо, указывающее^ номер трубы; группу прочности; толщину стенки; наименование или товарный знак предприятия-изготовителя; месяц и год выпуска. Место клеймения обведено светлой краской. Для труб-с условным диаметром 60—102 мм размер клейма должен быть-равен 5—8 мм. На каждой муфте выбивают клеймо — товарный знак завода-изготовителя. Все клейма должны быть вдоль образующей трубы и муфты. Рядом с клеймом устойчивой светлой краской наносят маркировку: а) условный диаметр трубы; б) точность изготовления (при поставке труб повышенной прочности); в) группу прочности стали; г) толщину стенки; д) длину трубы. Высота букв и цифр должна быть 35—50 мм„
Трубы с резьбой левого направления нарезки должны иметь широкий поясок, нанесенный светлой краской,, с надписью-
Бурильные трубы изготавливают четырех типов: 1) с высаженными внутрь концами (ГБВК) и муфтами к ним; 2) с высаженными наружу концами (ТБНК) и муфтами к ним; 3) с высаженными внутрь концами и коническими стабилизирующими поясками; 4) с высаженными наружу концами и коническими стабилизирующими поясками.
Бурильные трубы всех типов изготавливают длиной 6; 8 и 11,5 м — при условном диаметре от 114 до 127 мм из стали групп прочности: Д. К, Е, Л, М, Р, Т. Муфты для труб типов 1 и 2 с условным диаметром 114 мм и менее изготавливают из стали с более высокими механическими свойствами. Трубы и муфты должны быть термически обработаны, а резьба муфт к трубам типов 1 и 2— оцинкована или фосфатирована. В комплекте допускается до 25% труб длиной 8 м и до 8% длиной
'6 М.
Бурильные трубы с высаженными концами и муфты к ним. Для соединения труб между собой на выраженных концах нарезают резьбу, на которую навинчивают ниппельную или муфтовую части замка. Короткие трубы (дли-БОЙ 6 м) предварительно соединяют между собой соединительной муфтой.
Бурильные трубы с коническими стабилизирующими поясками. Для снижения переменных напряжений в резьбовом соединении в опасном сечении по последнему витку резьбы применяют бурильные грубы с коническими стабилизирующими поясками.
Высокую прочность и герметичность соединения обеспечивают: внутренние упорные торцы, стабилизирующий уплопштель-ный поясок и гладкий участок трубы непосредственно за навинченным замком, воспринимающие знакопеременные изгибаю--щие нагрузки.
Высаженная часть труб ТБВК. и ТБНК на 15% длиннее -стандартных труб. Номинальный натяг по резьбе и стабилизирующему пояску принят равным, в среднем 0,3—0,4 мм.
Для соединения бурильных труб в колонну предназначены .замки, состоящие из двух деталей: замкового ниппеля с наружной крупной резьбой и замковой муфты с такой же внутренней резьбой. Замки для бурильных труб типов 1 и 2 изготавливают трех видов, отличающихся гидравлическими и прочностными характеристиками: ЗН — с нормальным проходным -отверстием; ЗШ — с широким проходным отверстием; ЗУ — с увеличенным проходным отверстием.
Резьба замков имеет правое или левое направление нарезки. При капитальном ремонте скважин применяют замки первых двух видов,
Утяжеленные бурильные трубы (У Б Т), изготавливаемые из стали групп прочности Д и К (сталь марки 36Г2С), предназначены для повышения жесткости и увеличения
:128
массы нижней части бурильной колонны, чем создается нагрузка на долото.
УБТ, представляющие собой толстостенные бурильные трубы, изготавливают двух типов: гладкие по всей длине (рис. III.12, а) и с конусной проточкой (рис. 111.12,6) для надежного захвата и удержания их в клиновой подвеске. Кроме того, УБТ поставляют с внутренней замковой резьбой на обоих концах и устанавливают их непосредственно над долотом (наддо-лотные трубы), и с внутренней замковой резьбой на одном конце и наружной — на другом (промежуточные трубы); последние располагают в бурильной колонне между наддолотной утяжеленной трубой или турбобуром и бурильными трубами.
ВНИИБТ разработаны сбалансированные утяжеленные бурильные трубы УБТС1 с резьбовыми соединениями повышенной прочности.
Ведущая труба предназначена для передачи вращения от ротора к бурильной колонне и представляет собой тол-
Рис. III.12. Трубы б>рилыше утяжеленные:
а: / — промежуточная труба; 2 — наддолотная труба; б: наддолотная труба; 3 —поясок для маркировки
9-572
промежуточная труба; 2 — 129
звуковая
Резьба по
Рис. 111.13. Переводники ведущей трубы
стостенную трубу квадратного сечения. Конструктивно они выполняются в двух вариантах: сборными (составленными из трех деталей) и цельными.
Сборные ведущие бурильные трубы изготавливают предпочтительно квадратного сечения. Вследствие простоты изготовления такие трубы наиболее распространены. Они включают собственно трубу (штангу), нижний переводник ПШН (рис. III 13, а) и верхний —ПШВ (рис. III.13, б) для соединения ведущей трубы с вертлюгом. Для защиты от износа замковой резьбы нижнего переводника, подвергающегося многократным свинчиваниям и развинчиваниям при наращивании бурильной колонны, на переводник ПШН навинчивают предохранительный переводник (ПП).
С целью повышения усталостной прочности сборных ведущих труб в АзНИПИнефти разработана конструкция с цилиндрическим блокирующим пояском ТВБ, в значительной степени разгружающим соединение от воздействия переменных напряжений. Переводник навинчивается в горячем состоянии (400—420 °С).
За последнее время разработаны конструкции ведущих труб с коническими стабилизирующими поясками ТВКП. Здесь предусмотрена горячекатанная (или с механической обработкой) термообработанная труба с посаженными на нее горячим способом замками. Замки (переводники ПВВК и ПВНК) изготавливают из высокопрочной стали марки 40 ХНМА.
Легкосплавные бурильные трубы (Л Б Т) изготавливают из термообработанного сплава Д16-Т. При использовании этих труб достигается облегчение бурильной колонны.
Переводники, изготавливаемые с замковой резьбой как правого, так и левого направления нарезки, применяют для соединения отдельных частей бурильной колонны или присоединения к ней инструмента с различной по типу и размерам резьбой. Изготавливают их трех типов: переходные (ПП), муфтовые (ПМ) и ниппельные (ПН).
Переводники переходные предназначены для предохранения от быстрого износа замковых резьб, подвергающихся частым свинчиваниям и развинчиваниям при спусках и подъемах бу-
130
рильных труб, а также для соединения деталей, отличающихся
типом и размером замковых резьб.
Переводники муфтовые и ниппельные применяют в случаях, когда соединяемые концы колонны или инструмента имеют одинаковое ниппельное или муфтовое исполнение.
По конструкции, материалу и размерам эти переводники имеют много общего с бурильными замками. Наружный их диаметр одинаков с наружным диаметром замка или равен наибольшему наружному диаметру с одной из двух соединяемых между собой деталей замков. В последнем случае переход к меньшему по размеру замку выполняется в виде скоса под углом 35° с наружной стороны на упорном >ступе ниппельного конца или на упорном торце муфтового конца переводника. Во всех случаях диаметр проходного отверстия переводника соответствует наименьшему диаметру циркуляционного отверстия замка. Переводники изготавливают из той же марки стали, что и замки для бурильных труб.
На наружной цилиндрической поверхности каждого переводника на пояске для маркировки наносят: товарный знак предприятия-поставщика; обозначение типоразмера переводника; марку стали; дату выпуска (месяц, год); номер стандарта.
На переводниках с резьбами левого направления нарезки, кроме пояска для маркировки, на расстоянии Ш мм от него протачивается опознавательный поясок шириной 5 мм.
Обратный клапан, устанавливаемый на бурильной колонне, предназначен для предотвращения выброса жидкости из скважины через бурильные трубы в процессе ее ремонта.
В соответствии с типами бурильных замков предусмотрены обратные клапаны следующих типов: КЗН — для колонны с замками с нормальным проходным отверстием, КЗШ — для колонны с замками с широким проходным отверстием; КЗУ-— для колонны с замками с увеличенным проходным отверстием.
Эксплуатация бурильных труб. Все трубы и_ соединительные элементы перед вводом скважин в эксплуатацию в соответствии с требованиями государственных стандартов, нормалей и технических условии подвергают на трубных базах внешнему визуальному осмотру, обмеру основных размеров и проверке качества нарезки резьбы с помощью гладких и резьбовых калибров.
Перед навинчиванием замков на трубы сборной конструкции и закреплением резьбовых соединений для лучшего сопряжения резьбы соединяемой пары подбирают замковые муфты по фактическим натягу и конусности резьбы.
Замки с номинальным натягом резьбы навинчивают на концы труб с резьбой, не имеющей отклонений от номинального натяга. Для концов труб с резьбой, имеющей натяг в пределах плюсового допуска, подбирают деталь замка с трубной резьбой, натяг которой выполнен с отклонением в пределах заданного минусового допуска, а замок с увеличенным натягом труб-
9* 131
ной резьбы навинчивают на конец трубы с уменьшенным натягом резьбы.
Прочность и плотность соединений достигаются навинчиванием вручную предварительно нагретой замковой детали. При обжатии трубы охлажденным замком имеется возможность без больших усилий при креплении создать напряженное состояние. В таком случае заедания резьбы не происходит. Такой способ крепления замков наиболее распространен.
Подобранные детали замков перед навинчиванием на трубу нагревают в специальных печах. Температуру при этом контролируют термоэлектрическим пирометром, при помощи реле времени или другими способами, обеспечивающими необходимую точность замера. Для лучшей герметизации соединения резьбу труб перед навинчиванием нагретых замковых деталей смазывают смесью графита с техническим глицерином в соотношении 1 : 2. Допускается замена технического глицерина жидким стеклом в той же пропорции. Смазку необходимо наносить тонким слоем по всей поверхности резьбы или более толстым слоем на 3—4 витка, считая от торца трубы. Не допускается свинчивание резьбовых соединений без смазки, так как это может привести к нарушению герметичности.
Комплекты труб отличаются разными сочетаниями следующих показателей: наружного диаметра, толщины стенки, группы прочности стали, конструкции (типа) труб и направления нарезки резьбы. Состав комплекта по числу бурильных труб и длине не ограничивается. Каждому из них присваивают свой порядковый номер, а всем трубам, вошедшим в комплект,— порядковые номера внутри комплекта. Все трубы маркируют. Перевод отдельных труб из одного комплекта в другой запрещается,
В отличие от обсадных бурильные трубы на трубопрокатных заводах гидравлическим испытаниям не подвергают. Новые бурильные трубы подвергают гидравлическим испытаниям на базах производственного обслуживания после навинчивания на них замков.
Трубы, находящиеся в эксплуатации, испытывают после возвращения на базу по окончании работ на скважине. Их выдерживают под давлением в течение 15—30 с. Если не обнаруживается течи или «потения», трубы признают годными.
Для предупреждения возможных аварий с бурильной колонной за последние годы широко применяют метод контроля качества труб при помощи дефектоскопии. Благодаря этому методу появилась возможность обнаруживать и определять местоположение различных дефектов в трубах (закалочные трещины, раковины, закаты, плены, неметаллические включения и другие нарушения сплошности металла, к которым следует отнести в первую очередь усталостные трещины, возникающие и развивающиеся при воздействии переменных нагрузок на бурильную колонну).
132
Для измерения толщины стенки стальных и легкосплавных бурильных, а также обсадных и насосно-компрессорных труб
ВНИИТнефть разработал бесконтактный ультразвуковой импульсный толщиномер БУИТ-1. Принцип действия его основан на измерении интервала времени между импульсами ультразвуковых колебаний, отраженных от наружной и внутренней поверхностей контролируемой трубы.
При транспортировании и хранении бурильных труб и переводников во избежание механических повреждений и коррозии их резьбы необходимо предохранять колпачками.
Обсадные трубы
Обсадными трубами называют высокопрочные трубы нефтяного сортамента большого диаметра (от 114 до 508 мм), предназначенные для крепления стенок скважины после бурения, перекрытия и изоляции друг от друга нефтеносных, газоносных, водоносных пластов и пропластков.
Обсадные трубы и муфты к ним изготавливают из марок сталей группы прочности С, Д, К, Е, М и Р с нормальной удлиненной резьбой. Обычно трубы поставляют длиной от 9,5 до 13 м. В комплекте может быть не более 20% труб длиной от 8 до 9,5 м и не более 10% — длиной от о до 8 м,
Трубы групп прочности стали К, Е, Л, М, Р подвергаются термообработке. Резьба муфт должна быть оцинкована или фосфатирована. На каждой трубе на расстоянии 0,4—0,6 м от ее конца, свободного от муфты, выбивают клеймо, на котором указаны: условный диаметр, мм (номер трубы); группа прочности стали; длина резьбы; толщина стенки, мм; товарный знак завода-изготовителя; месяц и год выпуска.
Каждый поставляемый комплект труб снабжают сертификатом, удостоверяющим качество труб и соответствие их требованиям стандарта.
Обсадные трубы повышенной прочности и герметичности.
Обсадные муфтовые трубы типа ОТТМ-1 с трапецеидальной резьбой (шаг резьбы 5,08 мм, конусность 1 : 16, глубина 1,6мм и углы наклона профиля 3 и 10°), обеспечивающие высокую сопротивляемость соединения воздействию осевых растягивающих нагрузок, предназначены для использования их в наиболее нагруженных участках обсадной колонны.
Обсадные трубы с высокогерметичными соединениями типа ОТТГ-1 безмуфтовые типа ТБО-4 и ТБО-5 помимо высокой прочности соединений под воздействием осевых нагрузок обеспечивают герметичность при давлении газа до 50 МПа. В таких трубах соединения идентичны и обеспечивают полную взаимозаменяемость при их использовании. Отличаются эти трубы способом выполнения их концов (рис. III. 14). Трубы ОТТГ-1 соединены с помощью муфт, трубы ТБО-4 имеют высадку на-
133
OTTfi-1
ОГ7Г-f
,-J^J—I
a 55
-4
T6O-5
Рис. III.14. Конструкция концов обсадных труб:
а — резьбовое соединение, б — >плотните.чьная часть соединения
ружу, трубы ТБО-5 — наружную высадку с одного конца, такую же как и для труб ТБО-4, на другом конце — муфту, соответствующую трубе ОТТГ-1.
Герметичность соединений труб ОТТГ-1, ТБО-4 и ТБО-5 обеспечивается коническими уплотнительными поверхностями, расположенными со стороны торца трубы (см. рис. III. 14). Резьбовая часть этих соединений соответствует резьбовому соединению труб ОТТМ-1. Переход с труб ОТТМ-1 на трубы того же диаметра типа ОТТГ-1, ТБО-4 и ТБО-5 может осуществляться без применения переводников. В соединении предусмотрен контакт по внутренним упорным тордам, фиксирующий заданный натяг при закреплении соединения.
При спуске обсадных колонн применяют ряд деталей и узлов (элементов обсадной колонны), предназначенных для соединения, разъединения обсадных труб, облегчения спуска и других целей.
Переводники для перехода с замковой резьбы на резьбу обсадных труб предназначены для соединения колонны бурильных и обсадных труб. Конструктивно они представляют собой сочетание муфтового замка с ниппельным концом обсадной трубы. Поставляют переводники как с правым, так и с левым направлением нарезки резьбы на обоих концах или с правой резьбой на одном и левой— на другом.
На кольцевом пояске, вытачиваемом на наружной цилиндрической поверхности, наносят клеймением следующие знаки маркировки: товарный знак завода-изготовителя, обозначение
134
переводника, дату выпуска (месяц и год). На переводниках с левым направлением нарезки рядом с пояском для маркировки предусмотрен второй (опознавательный) поясок.
В нижней части обсадной колонны монтируют следующие элементы, обеспечивающие успешный спуск и цементирование колонн: направляющую пробку, башмак, упорное кольцо.
Направляющие пробки, предназначенные для правильного направления спускаемой обсадной колонны по стволу скважины, изготавливают из серого чугуна. В последние годы стали применять бетонную направляющую пробку ПБН, состоящую из металлического корпуса и бетонного наконечника.
Преимущества ПБН — небольшая стоимость изготовления и легкость последущего его разбуривания.
Башмак, предназначенный для придания жесткости низу обсадной колонны, представляет собой толстостенный стальной патрубок. Выпускают башмаки двух типов; БП — с направляющей чугунной пробкой, поставляемый свинченным с направляющей пробкой; Б — с фаской без направляющей пробки. На башмаках клеймением наносят маркировку с указанием товарного знака завода-изготовителя, условного обозначения башмака, порядкового номера и даты выпуска.
Над башмаком колонны устанавливают патрубок, изготовленный из муфтовой заготовки для обсадных труб, длиной 1,5—2,0 м с резьбой на концах. Нижний конец этого патрубка свинчивают с башмаком, а на верхний навинчивают удлиненную муфту с обратным клапаном. В теле его предусмотрено несколько отверстий диаметром 25—32 мм, расположенных по винтовой линии и предназначенных для выхода бурового раствора из колонны.
Обратный клапан применяют для облегчения спуска колонны обсадных труб, а также в целях предотвращения выброса или обратного движения тампонажного раствора. Кроме того, использование его способствует частичной промывке и очищению заколонного пространства.
С учетом конкретных условий спуска и цементирования обсадных колонн создано несколько разновидностей обратных клапанов, отличающихся как конструкцией, так и принципом действия.
По конструкции различают корпусные и бескорпусные, а по виду запорного элемента тарельчатые, шаровые и с шарнирной заслонкой. По принципу действия выпускают три основные группы корпусных клапанов: а) полностью исключающие перемещение жидкости из заколонного пространства в колонну при ее спуске в скважину; б) обеспечивающие самозаполнение спускаемой обсадной колонны жидкостью при определенном (задаваемом) перепаде давления над клапаном и в заколонном пространстве, но исключающие возможность обратной циркуляции жидкости; в) обеспечивающие постоянное самозаполнение обсадной колонны при спуске в скважину и позволяющие вести
135
промывку скважины методом обратной циркуляции (включается в работу после доставки запорного элемента клапана).
Клапаны первой группы используют при креплении вертикальных скважин, где возможны нефте-газо-водопроявления, но отсутствуют поглощения; второй группы — в наклонных скважинах с аналогичными условиями; третьей группы — при креплении вертикальных и наклонных скважин в условиях поглощения жидкости и отсутствия проявлений пластов.
Кроме перечисленных, на промыслах применяют новые конструкции обратных клапанов — диафрагменныи, дифференциальный и другие, которые позволяют автоматизировать процесс непрерывного заполнения жидкостью колонн.
Конструкции диафрагменных клапанов типа ЦКОД и ЦКО, предусмотренных для колонн диаметрами 114—426 мм, разработаны во ВНИИКрнефти.
Клапаны ЦКОД относятся к корпусным третьей группы. В верхней части их имеется опорная торцовая поверхность для остановки цементировочной разделительной пробки. Поэтому не требуется установки упорного кольца. При спуске обсадной колонны клапаны ЦКОД обеспечивают постоянное саморегулируемое заполнение ее жидкостью через отверстие в дросселе. Обсадную колонну, оборудованную таким клапаном, спускают без запорного элемента — шара.
Шар опускают под давлением жидкости в колонну после ее спуска на заданную глубину. Проходя через разрезные шайбы и диафрагму, он занимает рабочее положение. При необходимости шар можно установить в корпусе перед спуском колонны. Б этом случае самозаполнение колонны жидкостью исключается.
Обратный к лапан ЦК О, представляющий собой модификацию клапана ЦКОД, предназначен для условий цементирования скважины, связанных с опасностью выброса или сильного поглощения жидкости. В первом случае такой клапан спускают в скважину с предварительно помещенным в ней шаром и используют как обычный обратный клапан, во втором случае — его используют аналогично ЦКОД.
Упорное кольцо (кольцо «стоп»), изготовляемое из серого чугуна, предназначено для установки цементировочной пробки на заданной глубине и получения четкого сигнала об окончании продавливания тампонажного раствора.
Насосно-компрессорные трубы
Насосно-компрессорные трубы (НКТ) служат для извлечения жидкости и газа из скважин, нагнетания воды, сжатого воздуха (газа) и производства различных видов работ по текущему и капитальному ремонту скважин. Изготавливают их двух типов: с гладкими и с высаженными наружу концами, на которых нарезают наружную резьбу, а на один конец навинчи-
136
Остальное
(кроме резь/Ты)
Рис. III.15. Соединительные концы НКТ и муфт к ним
вают соединительную муфту. На расстоянии 0,4—0,6 м от конца труб со стороны муфт выбивают клеймо — маркировку, указывающую: условный диаметр трубы, мм (номер трубы); группу прочности стали; толщину стенки, мм; товарный знак завода-изготовителя; месяц и год выпуска.
Размеры и масса труб и муфт к ним приведены на рис. III. 15 и в табл. III. 4.
Трубы гладкие и муфты к ним изготавливают из стали групп прочности К, Е, Л, М, а трубы с высаженными концами, которые для снятия остаточных внутренних напряжений подвергают термической обработке, — из стали групп прочности Д, К, Е, Л и М. Поверхность их резьбы покрывают смазкой, обеспечивающей герметичность соединения и предохраняющей от за-диров и коррозии.
По середине муфты на наружной поверхности для определения группы прочности протачивают пояски глубиной не более 1 мм и шириной 5—7 мм с расстоянием между ними 5—10 мм: для труб из стали группы прочности К — один поясок, группы прочности Е — два, группы прочности Л — три и группы прочности М — четыре пояска. На трубах группы прочности Д пояски не протачивают.
Безмуфтовые н а с ос н о-к омпрсссорные трубы НКБ1 обеспечивают герметичность соединений при давлении до 50 МПа. Концы их имеют высадку наружу; соединение обладает большей прочностью, чем тело гладкой части трубы. Контакт по внутренним упорным торцам обеспечивает беззазорную поверхность внутреннего проходного канала. Герметичность соединений обеспечивается коническими уплотнительными поверхностями, расположенными за резьбой со стороны меньших диаметров.
В соединениях труб применена трапецеидальная резьба с углами наклона профиля 3 и 10°, шагом 4,233 мм, конусностью I : 12 и глубиной профиля 1,2 мм.
Муфтовые насо-сн о-к омпрессорные трубы НКМ обеспечивают герметичность соединений при давлении до 50 МПа. Прочность соединений составляет 85—90% прочности тела трубы, что на 25—35% превышает прочность соединений гладких НКТ.
137
о coo; to*.
СО Ю О СО
П
со en со о со со
~j ел о -j ел ел ^» *о ел ел о ел о о
о со ~^ ел сп ел >ь.
О ОО О! СОЮ ОО
ео о> о о осо со
*. ю — -4 rfi. ео со ^J ел ел *• со со ео ел со оо ел оео зружу концами со (о О Со ~J ел to — -4 со со ел
ел о о о о о
cj> ел О >fi *^ о Со Ю О СО со *• от о ел со ел ел •**. со ! — ср сп о ел (\э о ел
too K>(D ел ел "о ею ел ел *• ео о ~J ел ~j to о ел осло — о со -J ет> ел ОТ Со О ^ (о О
о ел ей ~j оо
ел ел "ел СО1О ОЗ Со ОО ел ело о о CD СО Со G3 СО Gc
слел о о оо
О) ОТ ел ел ел ел ел ел ел сп ел О) О ОЗ С7) СЛ |\э
СЛСЛ СП О1ОСП
даосом со ел &j~ «ело т w~
ЛЮСОЬОСО' — СОСОСОСП ~-»(чЭСоЬО<ЮСТ>.?.СО'^Со rf». Ю 1^1 СО — СО Со --j ю ьо со ел >^ со
ОТ 4^ СО СО --J *ь ЬЭ '
С1СЛ rfx (О— ООО
со'о ю 'сослоо-^ел
го — о
V СОСЛ
.4*0
S*
Pi I Ч н
fisle (В X аа
•OE 1C ел
s i3
o-Q o1 IJ- -I J-5 e веская s Sa
S я и и i— i
в Р ь^
•о 1й>
ffl
>_ S X
a.^? *н ч
" s"™ •о
2 я s
^ -л я л
3S s
X
** r? w
ti^ K-o X
и- 55 2- *^ р
•j ^* ? -о n
та * о
2 о
_ oji И •а о
QJ "О Ез Г F X
Л [; *- С5 о
*1? 1 •о •^ 3 э
CV •о
ЗЛ Р я
л х _,й g о
___ ??5 ^ ^ S •о
** -i Я га в X
в» ' а и
м н
В ш •о
Kbll А
ч S •о е
Л! s
S ^•1 -^ 3 р s
•о G •е-
^Р ? 2 г
iff el?
н ч н
т
"< О BJ о
С?»» S •а ге ч
~ a л
ч^ л (В
та aj Sfj Я
»
?tt]gt| a
1 ' о " о
X ю
•е- W
Е
Конструкция конических уплотнительных поверхностей и профиль резьбы аналогичны применяемым в соединениях труб НКБ1.
Н а с о с н о-ко м пр ее сор ны е трубы из алюминиевых сплавов. Известно, что на нефтепромыслах значительное число стальных НКТ труб выходит из строя в результате коррозийных разрушений в агрессивной среде. Наиболее интенсивная коррозия происходит в сильно обводненных скважинах, продукция которых содержит сероводород.
Применение алюминиевых труб из сплава Д16-Т показало их устойчивость к воздействию сероводородной коррозии и исключило потребность в применении ингибиторов коррозии. Благодаря небольшой массе, удельная прочность алюминиевых труб в 2,5 раза выше, чем стальных. Это позволяет составлять колонну в 2,5 раза длиннее, по сравнению с колонной из стальных труб.
Насоси о-к омпрессорные трубы с защитными покрытиями применяют для предотвращения отложений в них парафина, солей и гипса, а также для защиты от коррозии. При использовании труб с покрытиями уменьшается число потребных текущих ремонтов скважин, увеличивается срок их службы.
Внутреннюю поверхность НКТ покрывают жидким стеклом, эмалями, эпоксидными смолами или лаками. Наиболее распространено остекловывание труб. Трубы с указанными покрытиями хорошо зарекомендовали себя на практике; при деформации труб сохраняется целостность покрытий и устойчивость их к истиранию. Испытания труб на раздавливание показали, что лэковые покрытия при этом не разрушаются, в эпоксидных смолах образуются трещины, а эмаль и стекло разрушаются. По износостойкости силикатные покрытия (эмали и стекла) превосходят полимерные (смолы и лаки). Термостойкость полимерных покрытий составляет 100—150, силикатных — 200—600°С.
Переводники—небольшие патрубки с различной нарезкой на концах (внутренней или наружной), служащие для присоединения между собой НКТ различных типоразмеров. Обычно их применяют при спуске комбинированных колонн НКТ, а также для присоединения различного подземного оборудования с насосно-компрессорными трубами.
Эксплуатация насосн о-ко м пр ессор н ых труб. В процессе эксплуатации НКТ необходимо соблюдать следующие правила.
Для погрузки, перевозки и разгрузки труб следует применять механизированные трубовозки. Разрешается погрузка и выгрузка труб вручную с соблюдением необходимых правил по технике безопасности. Для облегчения этих работ необходимо применять специальные приспособления. Запрещается перевозить трубы волоком; нельзя допускать, чтобы при перевозке они провисали и изгибались.
139
При выгрузке труб не разрешается их сбрасывание на землю, необходимо пользоваться краном; каждую трубу следует снимать вручную или скатывать по специальным мосткам, не допуская кх ударов.
Трубы следует укладывать на площадке, подложив под них деревянные бруски для предохранения от провисания и загрязнения. Нельзя укладывать трубы на землю. На резьбовую часть каждой трубы должно быть навинчено предохранительное кольцо. Подтаскивать трубы на мостки следует при помощи специальных вилок.
При свинчивании труб в двухтрубки их следует соединять между собой на ровном месте на четырех брусках или досках равной высоты, обеспечивающих свободную работу ключами. В целях обеспечения лучшего центрирования свинчиваемых труб на брусках должны быть сделаны углубления.
С целью проверки состояния труб (наличия смятия, овальности, погнутости, отложения парафина, солей или окалины на стенках) перед подъемом с мостков через трубу необходимо пропустить шаблон длиной 0,5—1,0 м и диаметром на 2—3 мм меньше внутреннего ее диаметра. При подъеме с мостков одновременно с пропусканием шаблона необходимо слегка постукивать по трубе ручником, чтобы очистить ее от окалины и других прилипших частиц. Нижний конец трубы нужно поддерживать, следя за выходом шаблона. Трубы, через которые шаблон не прошел, в скважину спускать нельзя, их следует отбраковать. На нижнем конце трубы должно быть предохранительное кольцо. Если кольцо не установлено, то необходимо подложить лоток или тележку, на которых и следует подтягивать трубу к устью скважины.
При спуске труб двухтрубками необходимо следить за тем, чтобы во время прохода через первый пояс вышки средние муфты не задевали за крестовины и не изгибались.
Перед свинчиванием трубы необходимо металлической щеткой тщательно очистить от грязи резьбу как муфты, так и нарезанного конца трубы и смазать резьбу специальной смазкой.
Трубы, имеющие неодинаковые диаметры и разнотипные резьбы, следует свинчивать только при помощи переводников. При этом необходимо, чтобы в нижних рядах были уложены трубы, которые будут спущены последними.
Ударять ручником или другими металлическими предметами по муфте в целях облегчения свинчивания или отвинчивания труб не разрешается. При свинчивании следует крепить трубы до полного прекращения их вращения, при ручном свинчивании не допускается применять рычаги с целью увеличения длины рукоятки ключа. Те трубы, которые свинчиваются между собой слишком легко и свободно, следует отбраковывать.
Для освобождения нижнего элеватора трубы следут плавно приподнять, без рывков, на малой скорости подъемника. Опус-
140
кагь элеватор на устье скважины надо также плавно, избегая ударов.
При спуске труб двухтрубками необходимо принимать меры к предотвращению ударов муфт о фланец эксплуатационной колонны; рекомендуется пользоваться направляющей воронкой.
При подъеме" из скважины трубы следует укладывать на мостки с деревянными прокладками между рядами (не менее трех по длине труб).
Для перевозки насосно-компрессорных и обсадных труб применяются автотрубовозы, которые позволяют осуществлять механизированную их погрузку и разгрузку. На морские скважины трубы доставляют на палубах крановых судов или барж, в северных труднодоступных районах страны, в условиях бездорожья, перевозят тракторами-тягачами, либо с помощью транспортных самолетов или вертолетов.
Насосные штанги
Насосные штанги — стальные стержни круглого сечения, соединяемые между собой муфтами. Предназначены они для передачи возвратно-поступательного движения от станка-качалки к плунжеру скважинных насосов. С их помощью также осуществляются спуск и подъем вставных скважинных насосов.
Штанга (рис, III. 16) имеет резьбу и участок с квадратным сечением для захвата ее ключом при свинчивании и развинчивании резьбового соединения.
Для повышения износоустойчивости, обеспечения равно-прочности, снижения воздействия коррозионной среды штанги подвергают термообработке: нормализации, нормализации с последующим поверхностным упрочением токами высокой частоты, нормализации с последующей закалкой и высоким отпуском, или дробеструйной обработке. В последнем случае поверхностный слой их наклепывается, при этом его твердость повышается и появляются сжимающие напряжения.
Сальниковый (полированный) шток — самая верхняя штанга в колонне, предназначенная для обеспечения герметичности устья скважины при возвратно-поступательных
А-А
Рис, 111,16. Насосная штанга и
муфта к ней
141
перемещениях колонны насосных штанг внутри устьевого сальника.
Сальниковые штоки изготавливают из термически обработанного (нормализованного) или нагартованного круглого стального проката. Подвешивают их к головке балансира станка-качалки на канатных подвесках, а .с колонной насосных штанг соединяют с помощью муфты.
Для предотвращения износа насосных штанг и муфт, а также для обеспечения надежности работы колонны при знакопеременных нагрузках применяют протекторные муфты.
При добыче парафинистых нефтей для борьбы с отложениями парафина на стенках труб применяют пластинчатые скребки, которые изготавливают из 2,5—3-мм листового железа и прикрепляют к штангам с помощью хомутов.
С целью устранения продольного изгиба нижней части колонны штанг применяют утяжеленный низ. Собирается он из сплошных трубчатых штанг большого сечения и состоит из секций длиной по 4—5 м. Чем больше диаметр насоса, тем большее число секций должно быть. Массу утяжеленного низа выбирают таким образом, чтобы обеспечить работу верхней штанги в режиме растяжения. В противном случае возможен быстрый выход ее из строя штанги в результате возникновения дополнительных напряжений от изгиба.
Эксплуатация насосных штанг. Работоспособность насосных штанг зависит от правильного обращения с ними при транспортировании, хранении и эксплуатации. В целях максимального увеличения срока их службы и межремонтного периода работы скважин необходимо соблюдать следующие правила.
Не допускать составления одноступенчатых колонн или отдельных ступеней многоступенчатых колонн из штанг различных марок.
При спуске в скважину новых штанг необходимо оставлять на мостках три — четыре запасные той же марки для замены в случае необходимости. Не допускается замена штангой, бывшей в работе.
Штанговые муфты должны навинчиваться «от руки» дт соприкосновения их торца с буртом. Штанги ь м>фты, не обеспечивающие плотного свинчивания (вследствие дефектов торца муфты или бурта штанги), следует отбраковывать.
При развинчивании колонны во время подъема запрещается обстукивание муфты ключом. Трудно развинчиваемые соединения необходимо разъединять с помощью ключа с удлиненной рукояткой.
Резьбовые соединения перед свинчиванием штанг необходимо тщательно очистить от грязи, смазать, а затем свинтить при необходимом крутящем моменте.
Лучший способ хранения штанг при ремонте скважины — подвешивание их на люстру (при наличии системы МСПД).
142
Необходимо внимательно следить за правильной установкой штанг в элеватор, во избежание их изгиба. Выпрямлять искривленные штанги запрещается, их следует отбраковывать.
Штанги поставляют с заводов комплектно в пакетах с плотно завинченными на одном конце муфтами. Для предохранения их от повреждений, скопления грязи и влаги при хранении и транспортировке на открытую резьбу штанги навинчивают предохранительный колпачок, а на открытый конец муфты — предохранительную пробку. В каждый пакет укладывают по 12 штанг (в три слоя, по четыре в одном ряду), с деревянными прокладками между рядами, стянутыми стальной лентой. Число хомутов семь. Масса пакета в зависимости от диаметра штанг колеблется от 180 до 400 кг.
Штанги перевозят на специальных агрегатах ЗАПШМ, смонтированных на базе тягача ХИЛ-157КВ, или АПШ — на базе ЗИЛ-131В и обеспечивающих их механизированную погрузку и разгрузку.
ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ ИССЛЕДОВАНИЯ СКВАЖИН
В процессе эксплуатации и перед ремонтом скважины ее исследуют с помощью агрегатов АзИНМАШ-8А, АзИНМАШ-8Б, ЗУИС и АзИНМАШ-45, предназначенных для спуска и подъема различных глубинных приборов (манометра, термометра, пробоотборника и др.) в нефтяные и газовые скважины с целью определения глубины забоя, уровня жидкости, пластового давления, температуры, кривизны скважины и других параметров.
Основной узел агрегатов — глубинная лебедка марки ГЛ-2000, смонтированная на самоходном шасси с приводом от двигателя транспортной базы.
Глубинная лебедка ГЛ-2000 состоит из трансмиссионного и барабанного валов, ручного колодочного тормоза, механизма укладчика проволоки на барабан, механизма . для измерения длины проволоки, на которой в скважину спущен счетчик оборотов УНГ-1. Она комплектуется механическим пружинным динамометром для измерения усилия натяжения проволоки. Привод осуществляется от тягового двигателя автомобиля.
ОБОРУДОВАНИЕ И УСТАНОВКИ, ПРИМЕНЯЕМЫЕ
ПРИ ЦЕМЕНТИРОВАНИИ СКВАЖИН И ВОЗДЕЙСТВИИ
НА ПРИЗАБОИНУЮ ЗОНУ
Насосные установки
Насосные установки предназначены для приготовления, закачки и продавливания цементных и других растворов в скважину и за колонну и вымывания их излишков; промывки скважины через спущенную колонну обсадных или НКТ и ее глу-
143
Таблица 1П.5
Показатели 1ДА-320М 5ЦА-320С 3UA-4004 4С-400М1
Монтажная база (шасси КрАЗ-257 Сани КрАЗ 257 Татра
автомобиля, сани)
Тип двигателя привода ГАЗ 5] А ГАЗ 51 — 11 АНДВ-350
водоподающего насоса
Водоподагощий насос: 1В БВ-15 „ 2Ш
подача, дч3/с 13 13 — 15,8
давление на выкиде, 1,5 1,5 — 1,5
МПа
Цементировочный насос: 9Т 9Т ПТ ЗРС-220М
подача, дм3/с
наименьшая 2,9 2,9 6,6 3,6
наибольшая 23,0 24,5 36,5 15,4
наибольшее давление 32 32 40 40
МПа
давление при наиболь- 4,0 4,0 8,0 9,2
шей идеальной подаче,
МПа
Объем мерного бака, м3 6,4 4,0 6,0 3,0
Масса установки, кг 17500 98200 22500 17700
Примечание. Насосная лстановка ЗЦА-400\ не имеет водоподающего насоса.
шения, обработки призабойной зоны, закачки растворов изотопов, проведения гидропескоструйной перфорации и других технологических операций; гидравлической опрессовки оборудования и эксплуатационной колонны.
На практике широко распространены насосные установки ЦА-320М, 5ЦА-320С, ЗЦА-400А и АС-400.Ч1, техническая характеристика которых приведена в табл. III. 5.
Таблица III.6
Техническая характеристика насоса 9Т
Давление МПа i Подача, дм'/с
Частота Частота
Режим работы вращения вала дви- Передача вращения коренного При диаметре втулок, мм
об/мин о б /мин 100 115 127 100 115 127
Наибольшая 1700 II 28 30,5* 22,5* 18,2* 3,0 4,1 5,1
подача 1700 III 54 15,9 11,7 9,5 5,8 7,9 9,8
1700 IV 83 10,3 7,6 6,1 9,0 12,2 15,1
1700 V 325 6,9 5,0 4,0 13,5 18,3 23,0
Наибольшее 1500 II 27 32,0* 23,0* 18,5* 2,9 4,0 4,9
давление 1500 III 48 18,0 13,4 10,7 5,2 7,0 8,7
1500 IV 73 Н,7 8,7 7,0 7,9 10,7 13,3
1500 V 110 7,8 5,8 4,7 11,9 16,1 20,0
* Допустима кратковременная работа.
144
Таблица III 7
Техническая характеристика насоса 11Т
Давление, МПа Подача, дм3.'с

Включенная передача щения коренного ва- При диаметре втулок, мм
об/мин ПО 125 140 ПО 125 140
I 43,2 40,0 30,0 23,5 6,6 8,8 П.2
II 62,0 27,5 21,0 16,2 9,5 12,6 16,1
III 91,8 18,5 14,0 11,0 14,1 18,6 23,8
IV 127,0 13,5 10,0 8,0 19,5 25,8 33,0
Таблица III 8
Техническая характеристика плунжерного насоса ЗРС-220М
Диаметр плунжера, мм
ДВОЙНЫХ 90 100 115
Скорость ходов
плунжеров в мин подача, дчЗ/с давление, МПа подача, дмЗ/с давление, МПа подача, Дм3/с давление, МПа
I 56 3,6 40,0 4,4 32,4 5,8 24,5
II 102 6,5 21,9 8,0 17,8 10,6 13,4
III 149 9,4 15,1 11,6 12,2 15,4 9,2
В таблицах III. 6, III. 7 и III. 8 приведены основные характеристики насосов 9Т, ИХ и ЗРС-220М, которыми оснащены насосные установки 5ЦА-320С, ЗЦА-400 и АС-400М1.
Насосная установка ЗЦА-400 А предназначена для нагнетания жидкости при цементировании скважин, гидравлическом разрыве пластов и других работах. Она смонтирована на базе автомобиля КрАЗ-257 и состоит из силовой части, коробки передач, насоса, трубопроводов, замерной емкости и системы управления, закрепленных на общей монтажной раме.
Насосная установка 5Ц А-3 2 О С предназначена для закачки жидкости при цементировании скважин, гидравлическом разрыве пластов и других работах. Применяют ее в труднодоступных районах с сильно пересеченным рельефом местности. Для транспортирования таких установок используют вертолеты, тягачи, а при обслуживании морских скважин—> суда.
Смесительные агрегаты и машины
Смесительные агрегаты и машины предназначены для приготовления цементного раствора, используемого при цементировании нефтяных и газовых скважин, бурового раствора из порошковых материалов, утяжеленных растворов из сухих по-
10—572
145
рошкообразных утяжелителей и песчано-жидкостных смесей при гидравлическом разрыве пластов и гидропескоструйной перфорации.
На практике применяют цементосмесительные машины СМ-4М, СМ-10, СМП-20, 2СМН-20 и цементосмесительные агрегаты 1АС-20, 2АС-20, ЗАС-30.
Це м ентно-см есите л ьн а я машина СМ-4, смонтированная на шасси грузового автомобиля марки ЗИЛ-131А повышенной проходимости, предназначена для транспортирования цемента и механизированного приготовления цементного раст. вора. С помощью этой машины можно перевозить 4 т цемента. Подача ее составляет 0,2—0,6 м3/мин.
Ниже приведена техническая характеристика цементно-сме-сительного агрегата ЗАС-30.
Монтажная база (шасси автомобиля).....КрАЗ-255Б
Масса перевозимого груза, т........ 6,0
Объем бункера, м3.......... 14,0
Способ приготовления раствора ....... Пневмогидравли-
ческий Максимальная подача, м3/мин ....... 1.8
Плотность приготовляемого цементного раствора, г/см3 1,3—2,4
Водоподающий насос.
тип.............. 4К-6 (центробежный)
максимальная подача, дм3/с....... 37,5
максимальное давление, МПа....... 0,98
привод.............От тягового двигателя автомобиля Компрессор:
тип.............. РК6/1
подача, м3/мин........... 6,0
давление, МПа........... 0,1
привод.......,.....От тягового двигателя автомобиля Масса ненагруженного автомобиля, т..... 13,6
Цементировочные головки, цементировочная арматура
Цементировочные головки предназначены для обвязки устья скважин. Выпускают их под шифрами ГУЦ (рис. III. J7) и ГЦК (рис. III. 18). Различаются они конструкцией, размерами и эксплуатационной характеристикой и позволяют применять только одну верхнюю разделительную цементировочную пробку типа ПВЦ.
Головки ГУЦ поставляют с кранами высокого давления (цементировочную пробку вставляют в нее заблаговременно, что исключает необходимость ее разборки в процессе цементирования), а головки ГЦК —без кранов (цементировочную пробку в нее вставляют после закачки цементного раствора).
146
Рис, 111.17. Головка цементировочная ГУЦ
Рис. III.18. Головка цементировочная гцк
Разделительные цементировочные пр'обки предназначены для разобщения тампонажного раствора от бурового и продавочной жидкости при цементировании обсадных колонн, а также для получения сигнала об окончании этого процесса.
При цементировании эксплуатационных колонн в скважинах, восстановленных методом зарезки и бурения второго ствола, применяют верхние цементировочные пробки ВПЦ, состоящие из литых самоуплотняющихся эластичных резиновых элементов, пригуммированных к чугунному сердечнику, наружная цилиндрическая поверхность которого имеет спиральные канавки. Резиновые элементы пробки изготавливают из смеси на основе натурального каучука.
Цементировочная арматура, устанавливаемая на устье скважины, предназначена для герметичного соединения НКТ с обсадной колонной, продавки в пласт цементного раствора, нагнетания жидкости при прямой и обратной промывках скважин.
ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ КИСЛОТНОЙ ОБРАБОТКИ
Неингибированную соляную кислоту от химических заводов до кислотной базы перевозят в железнодорожных цистернах, гуммированных специальными сортами резины и эбонитами, а ингибированную — в обычных железнодорожных цистернах, покрытых химически стойкой эмалью или лаком. Уксусную кис-
10*
147
лоту транспортируют также в металлических гуммированных цистернах, а плавиковую доставляют в эбонитовых баллонах.
Концентрированные товарные кислоты хранят в металлических стационарных резервуарах вместимостью 25; 50; 100 м3, защищенных кислотоупорной футеровкой (покрытие эмалями, лаками, гуммирование).
Для доставки кислоты с базы на скважины используют ав-тоцистерны-кислотовозы, внутреннюю поверхность которых гуммируют или защищают многослойным покрытием химически стойкими эмалями или лаками.
Для транспортирования кислоты и нагнетания ее в скважину, а также для механизированной дозировки плавиковой кислоты в процессе нагнетания применяют насосный агрегат (установку) АзИНМАШ-ЗОА, оборудование которой герметизировано и обеспечивает безопасную работу обслуживающего персонала.
Установка смонтирована на автомобильном шасси, имеет цистерну (с гуммированной резиной), состоящую из двух отсеков вместимостью по 3 м3 каждый, а также дополнительную емкость на прицепе тоже с двумя отсеками вместимостью по 3 м3 каждый. Установка снабжена основным трехплунжерным горизонтальным насосом одинарного действия высокого давления 4НК-500 с подачей от 2,24 до 15,85 дм3 и давлением от 7,6 до 50 МП а в зависимости от частоты вращения вала (5 скоростей, от 49,3 до 242 об/мин). Конструкция насоса предусматривает сменные плунжеры диаметром 100, 120 мм.
Характеристика установки АзИНМАШ-ЗОА приведена в табл. III. 9.
При кислотных обработках скважин используют также насосные установки ЦА-320М и 4АН-700. В зимних условиях, а также в условиях бездорожья применяют установку АКПП-500, которая отличается от АзИНМАШ-ЗОА меньшей
Таблица III.9
Характеристика установки АзИНМАШ-ЗОА
Частота вращения, об/мин Диамств плунжера, мм
100 120
Скорость вала двига- кореннсго
теля вала насоса подача, давление, подача, давление.
л/с МПа л/с МПа
II 49,3 2,24 50,0 3,23 34.4
III IV 1600 94,0 143,0 4,28 6,51 25,9 17,1 6,16 9.36 18.0 11,8
V 215,0 9,78 11,3 14,08 7,9
II 55,5 2,52 47,5 3,63 33.0
III iSOO 106,0 4,82 24,8 6,94 17,2
IV 161,0 7,32 16,3 10,54 11.3
V 242,0 10,91 10,8 15,85 7,6
148
емкостью цистерны и отсутствием баллона для химических реагентов. На шасси автомобиля КрАЗ-2555 высокой проходимости смонтированы трехплунжерный насос 5НК-500 одинарного действия, гуммированная цистерна и трубопроводы с арматурой. Вместимость гуммированной цистерны 3 м3, максимальная подача насоса 5НК-500—15,85 л/с, максимальное давление 50 МПа.
Высокая проходимость автомобиля позволяет использовать установку в период весенней и осенней распутицы в условиях труднопроходимых дорог и бездорожья со снежным покровом до 40 см.
Для транспортирования ингибированной соляной кислоты и подачи ее на насосный агрегат применяют кислотовоз КП-6,5. На шасси автомобиля КрАЗ-255Б высокой проходимости смонтированы: цистерна, центробежный одноступенчатый насос ЗХ-9В-3-51 и трубопроводы с запорной арматурой. Емкость гуммированной цистерны 6 MJ, подача насоса — 8 — 16,6 л/с, давление 0,35—0,26 МПа.
ОБОРУДОВАНИЕ, ИСПОЛЬЗУЕМОЕ ПРИ ГИДРАВЛИЧЕСКОМ РАЗРЫВЕ ПЛАСТА
В комплекс оборудования входят: насосные установки, пес-космесительные машины, автоцистерны для транспортирования жидкостей разрыва, арматура устья скважины, пакеры, якоря и другое вспомогательное оборудование.
Насосные установки (агрегаты) 2АН-500, ЗАН-500 и 4АН-700 предназначены для закачки рабочих жидкостей: жидкости разрыва, песконосителя и продавочной жидкости.
Тип и число насосных установок определяют по их технической характеристике, исходя из параметров обрабатываемого пласта: глубины залегания, толщины, проницаемости, степени естественной трещиноватости и т. д. Важное условие при этом— максимальное сокращение потребных установок, что упрощает обвязку устья скважины, управление процессом и снижает стоимость работ.
Насосная установка (агрегат) 4АН-700 монтируется на шасси грузового трехосного автомобиля КрАЗ-275 Б1А и состоит из силовой установки 9УС-800, коробки передач ЗКПМ, трехплунжерного насоса 4Р-700, манифольда и системы управления.
Характеристика установок 2АН-500, ЗАН-500 и 4АН-700 приведена в табл. III.10.
Пескосмесительная установка УС П-5 0 предназначена для транспортирования песка, приготовления песча-но-жидкостной смеси и подачи ее на прием насосных установок при гидроразрыве пластов, а также при гидропескоструйной перфорации. Смонтирована она на шасси автомобиля КрАЗ-257 Б1А и состоит из бункера, загрузочного и рабочего шнеков,
149
Таблица ШЛО
Характеристика насосных установок
2АН-500 ЗАН-500 4АН-700
Диаметр сменньг, плунжеров, мч
Скорость 100 115 100 120
подача , л/с давление, МПа подача, л/с давление, МПа подача, л/с давление, МПа подача, л/ с давление, МПа
I 5,10 50,8 8,8 50,0 6,3 71,9 9,0 50,0
III 5,92 43,7 12,0 37,0 8,5 52,9 12,3 36,6
III 7,33 35,3 15,8 29,0 12,0 37,4 17,3 26, а
IV 8,92 29,0 20,0 23,0 15,0 29,8 22,0 20,7
V 11,55 22,4 — — — — — —
IV 14,95 17,3 — — — — — —
манифольда, поста управления, гидросистемы управления шнеками и мешалки. Ниже приведена техническая характеристика этой установки.
Максимальная подача, м3/мин 3,6 Вместимость бункера, м3 . . 6,83
Подача, т/мин......0,3
Наибольшее давление, МПа 0,2
Блоки манифольдов 1БМ-700 и 1БМ-700С предназначены для обвязки насосных установок между собой и с устьевым оборудованием при нагнетании жидкости в скважину в районах с умеренным климатом (1БМ-700) и с умеренным и холодным (при температуре до —50 °С) климатом (1БМ-700С).
Каждый блок, смонтированный на автошасси ЗИЛ-131, состоит из напорного и приемораздаточного коллекторов, комплекта труб с шарнирными соединениями и подъемной стрелы.
Напорный коллектор состоит из трех клапанных коробок с шестью отводами, служащими для присоединения напорных линий насосных установок. С одной стороны к коробке прикреплен проходной кран с зубчатым сектором, с другой—-центральная труба, заканчивающаяся тройником с предохранительным клапаном и двумя патрубками с пробковыми кранами и накидными гайками для присоединения напорных трубопроводов, которыми оснащена арматура на устье скважины. Каждый отвод снабжен обратным клапаном.
Раздаточный коллектор — труба с приваренными к ней десятью ниппелями, к каждому из которых присоединен пробковый кран, — предназначен для подачи рабочей жидкости к насосным установкам. На нем установлен предохранительный клапан многократного действия.
Блок манифольда оснащен насосно-компрессорными трубами вспомогательного напорного трубопровода с шарнирными коленами.
150
На платформе автомобиля предусмотрена площадка для перевозки устьевой арматуры, погрузка к разгрузка которой осуществляются поворотной стрелкой блока манифольда.
Применение блока манифольда при цементировании скважин, гидравлическом разрыве пласта и гидропескоструйной перфорации сокращает время монтажа и демонтажа коммуникаций обвязки установок между собой и с устьевой головкой, а также значительно упрощает эту работу.
Универсальная арматура устья 2АУ-700 предназначена для обвязки насосных агрегатов с устьем скважины при гидравлическом разрыве пласта, гидропескоструйной перфорации, кислотных обработках и цементировании скважин.
Арматура состоит из трубной и устьевой головок, запорной арматуры и элементов обвязки головок. Укомплектована она кранами с цилиндрической пробкой, легко управляемыми при любом рабочем давлении.
Устьевая головка снабжена резиновой манжеткой, обеспечивающей спуск — подъем НКТ без разгерметизации устья скважины.
ЛОВИЛЬНЫЕ ИНСТРУМЕНТЫ
Инструменты для ловли и извлечения из скважин насосно-компрессорных труб
Инструменты, предназначенные для ловли (захвата) и извлечения из скважины бурильных и НКТ, штанг, тартального каната, каротажного кабеля и других предметов, называют ловильными. Конструкции их чрезвычайно разнообразны.
Универсальный эксплуатационный метчик МЭУ предназначен для ловли НКТ за внутреннюю поверхность врезанием в последнюю {если при этом на верхнем конце ловимой трубы имеется муфта). Изготавливают их четырех типоразмеров с правым или левым направлением резьбы. Этот метчик представляет собой единый массивный стержень, в котором совмещены удлиненный конус и цилиндр. В последнем нарезана внутренняя замковая резьба для соединения с бурильными трубами, а на поверхности удлиненного корпуса (с конусностью 1:8)—резьба специального профиля (8 ниток на 25 мм длины резьбы с углом при вершине 55°) для врезания в тело аварийных НКТ и 4—5 продольных канавки для выхода стружки при врезании. Метчик имеет сквозное отверстие для прохода промывочной жидкости. В целях обеспечения лучшего врезания его в муфту аварийной трубы передние грани продольных канавок на режущей части выполнены под углом 3°.
Специальный эксплуатационный метчик МЭС (м е т ч и к-к а л и б р) предназначен для захвата НКТ за резьбу муфты и извлечения аварийных труб. Конструкция
151
Резьба, присоединительная
Резь5а присоединительная к
РезьИа. ,, ,ло дальняя
Рис. 111.19. Универсальный бурильный метчик МБУ
метчиков МЭС аналогична конструкции МЭУ. В отличие от последних ло-вильная резьба на нижнем конце метчика МЭС нарезана по профилю резьбы соответствующего размера НКТ (гладких или с высаженными концами), но с увеличенным натягом. Вдоль ловильной резьбы профрезерованы продольные канавки для выхода стружки. Передние грани последних на режущей части выполнены под углом 3°.
Универсальный буриль-
ный метчик МБУ (рис. III.19) предназначен для ловли колонны бурильных труб и по конструкции от метчика МЭУ отличается наличием дополнительной наружной присоединительной резьбы под центрирующим устройством (расположенной выше верхнего окончания ловильной резьбы), а также величиной конусности ловильной резьбы (1 : 16).
Специальный замковый
метчик МСЗ предназначен для
ловли аварийных бурильных труб за внутреннюю замковую резьбу. В остальном метчики этого типа по конструкции аналогичны метчикам МЭС.
Различают наибольшую и наименьшую грузоподъемности метчиков, означающие допустимые натяжения инструмента (ловильной колонны) при захвате аварийной (ловимой) колонны бурильных труб, соответственно, за элементы наибольшего и наименьшего внутренних диаметров.
Для ловли аварийных НКТ нарезанием резьбы на их наружной поверхности предназначены колокола К и КС (рис. III. 20).
Колокол КС — кованый стальной патрубок специальной формы; на его внутреннем верхнем конце нарезана резьба муфты замка для соединения с колонной бурильных труб, на которой колокол спускают в скважину. Внутри нижней половины патрубка нарезана ловильная резьба специального профиля, отличающаяся от профиля резьбы НКТ углом при вершине ниток резьбы (8—10 ниток на 25 мм длины резьбы, конусностью 1 : 16); для выхода стружки на внутренней поверхности колокола сделано 4—5 продольных канавок.
Для облегчения врезания резьбы в тело ловимой трубы и уменьшения при этом необходимых усилий передние грани продольных канавок выполнены под углом 3е; вершины ниток ловильной резьбы заострены.
152
РезьЬа.
присоединительная
н
Рис. 111.20. Сквозной колокол КС
Рис. 111.21. Метчик освобождающийся МКО1-114-168 для насосно-компрессорных труб
Сквозные колокола КС предназначены для ловли НКТ за наружную поверхность верхней муфты в случаях, когда изнутри их выступают концы труб меньшего диаметра или других стержневых предметов, препятствующих накрыванию их верхнего конца обычными несквозными колоколами К. Кроме того, иногда конец ловимых труб деформируется таким образом, что захватить их колоколом К. невозможно.
Метчик освобождающийся МКО1-114-168 (рис. III. 21), предназначенный для захвата за резьбу муфты НКТ, присоединяется к колонне бурильных труб, на которой спускается в скважину, при помощи резьбы, нарезанной на верхнем конце корпуса. В наклонные пазы корпуса 1 с выступами в форме «ласточкина хвоста» вставлены плашки 4, в которых снаружи предусмотрена специальная левая резьба, соответствующая резьбе ловимых труб. Плашки в крайнем (рабочем) положении удерживаются от самопроизвольного перемещения вверх винтами 2. В отверстиях корпуса под плашками установлены подпружиненные штифты 3.
Для освобождения метчика от захвата резко опускают колонну бурильных труб вниз, в результате под действием осевой нагрузки срезаются винты 2, прикрепляющие плашки к корпусу. Последний перемещается относительно плашек. Пружинные штифты выходят из гнезд и препятствуют возврату плашек в первоначальное положение. Освобожденный метчик поднимают из скважины.
153
Техническая характеристика метчика МК01-114-168 приведена ниже.
Условный диаметр ловимых Присоединительная резьба . . 3-88
НКТ, мм ....... П4 Наибольшая грузоподъемная
Диаметр экстлуатационной ко- сила, кН......... 38
лоыны, мм....... 168 Масса, кг....... 14
Труболовки. По назначению и характеру захвата труболовки бывают внутренними (захват за внутреннюю поверхность труб) и наружными, а по принципу действия освобождающимися и неосвобождающимися. Стандартом предусмотрен выпуск труболовок типов ТВМ, ТВ и ТН.)
Труболовки ТВМ разработаны в двух исполнениях: 1) ТВМ1, упирающиеся в торец захватываемой колонны труб и 2) ТВМ-2, заводимые внутрь захватываемой колонны труб на любую глубину. Труболовки ТВМ-114 вып>скают в обоих исполнениях.
Труболовки внутренние освобождающиеся ТВМ-1, ТВМ60-1, ТВМ73-1, ТВМ89-1, ТВМ102-1, ТВМ114-1 (исполнение 1) состоят из механизмов захвата и фиксации плашек в освобожденном положении (рис. 111.22). В них предусмотрен сквозной продольный канал для промывочной жидкости.
Механизм захвата, расположенный в нижней части труболовки, изготовляют в двух видах: одноплашечный (ТВМ60-1) и шестиплашечный (ТВМ73-1, ТВМ89-1, ТВМ102-1, ТВМ114-1). В одноплашечной конструкции он состоит из стержня с гребенчатой насечкой и плашки, а в шестиплашечной — из стержня, плаш-кодержателя, плашек и наконечника. Стержень 'пестиплашечно-го механизма захвата имеет шесть наклонных пл^ "костей, расположенных в два яруса и смещенных относительна ipyr — друга на 60°. Посредине каждой плоскости предусмотрены /^о-дольные выступы с профилем сечения в виде «ласточкина хвь ста», по которым в вертикальном направлении синхронно перемещаются плашки 8 с плашкодержателем 7. Перемещение плашек ограничивается в верхнем положении упором их в за-плечик стержня, а в нижнем—упором в торец наконечника 9. В одноплашечном механизме захвата функцию противоположной плашки выполняет гребенчатая насечка, на поверхности труболовки, а роль плашкодержателя — поводок, ввинченный в верхний торец плашки и удерживающий плашку после освобождения.
Механизм освобождения состоит из корпуса 3, фиксатора 4,. плашкодержателя 7 и тормозного башмака 6.
Фиксатор имеет наружную трапецеидальную резьбу и два паза прямоугольного сечения, при помощи которых он может перемещаться вдоль шпонок, закрепленных на стержне 2. При этом фиксатор может ввинчиваться в корпус и вывинчиваться
154
Рис. 111.22. Труболовка внутренняя освобождающаяся механического действия ТВМ-1
/7
Рис. 111.23. Труболовка внутренняя освобождающаяся ТВМ114-2
из него полностью до упора в бурт стержня, удерживая плашки в зафиксированном положении.
Корпус представляет собой полый цилиндр, на верхнем конце которого нарезана трапецеидальная резьба для присоединения фиксатора и крышки, а на нижнем — цилиндрическая резьба для соединения с ниппелем 5 и тормозным башмаком с радиальными зубьями на торце. На верхний конец корпуса навинчивают муфту 1.
При работе труболовок в скважине большого диаметра применяют центрирующие приспособления.
Труболовка ТВМ 114-2 (рис. 111.23), имеющая сквозной продольный канал для прохода промывочной жидкости, состоит из механизмов захвата и освобождения. Основная де-
155
таль механизма захвата — стержень верхний /, имеющий шесть плоскостей, скошенных под углом 7° и расположенных в два яруса, В каждом ярусе предусмотрены три плоскости, оси симметрии скошенных плоскостей нижнего яруса смещены относительно соответствующих осей верхнего на 60°. Посредине каждой плоскости сделаны продольные выступы с профилем сечения в виде «ласточкина хвоста», по которым перемещаются плашки 3.
Каждая плашка имеет с передней стороны кольцевые нарезы пилообразного профиля, предназначенные для захвата ловимых труб, а с задней — скошенную плоскость и паз с профилем сечения, соответствующим выступу стержня, благодаря чему плашка может перемещаться вдоль стержня.
Плашки надеваются на продольные выступы стержня вместе с плашкодержателем 2, представляющим собоч тонкостенный цилиндр с шестью окнами для плашек. Ход плашек ограничивается в верхнем положении упором в заплечик стержня, а в нижнем (для нижнего яруса) — упором в торец упорной гайки 4, которая навинчивается на нижний конец стержня 5 при помощи специального торцового ключа.
Детали механизма освобождения: стержень нижний, фиксатор, ограничитель фиксатора, направляющая фиксатора, тормоз и упорные подшипники.
Стержень нижний при помощи левой конической резьбы соединяется со стержнем верхним, а при помощи трапецеидальной резьбы — с корпусом фиксатора 6, причем во избежание затягивания резьбы во время свинчивания кулачок, предусмотренный на нижнем торце корпуса фиксатора, упирается в плоскость головки ограничителя фиксатора 9, закрепленного на нижнем стержне. На боковой поверхности корпуса фиксатора закреплены при помощи винтов 8 две скользящие шпонки 7, которые входят в пазы направляющей фиксатора 11 и при отвинчивании его от стержня в процессе освобождения труболов-ки могут перемещаться вдоль этих пазов, не выходя полностью из них.
С нижним концом направляющей фиксатора соединен узел тормоза труболовки, который состоит из пружинодержателя 12, четырех плоских пружин 13 и кольца 15 с винтами 14.
Пружины расположены в пазах на боковой поверхности пружинодержателя. Нижние концы пружин закреплены винтами, завинчиваемыми в стенки пружинодержателя через отверстия в кольце. Ко л о до надевается снизу на пружинодержатель и крепится на нем при помощи дополнительных четырех винтов
Вращение механизма освобождения труболовки облегчается благодаря наличию упорного шарикоподшипника 10. Наконечник 16 соединяется с нижним стержнем при помощи левой резьбы и стопорится винтами 17.
Труболовки внутренние неосвобождающиеся ТВ разработаны в шести типоразмерах. Состоят они в ос-
156
trr
Рис. 111.24. Труболовка внутренняя освобождающаяся ТВ60
Рис. 111,25. Труболовка внутренняя освобождающаяся ТВ73
новном только из механизма захвати, который изготавливают в двух исполнениях: одноплашечном и шестиплашечном.
Одноплашечные труболовки ТВ48 и ТВ60 (рис. III. 24) предназначены для захвата НКТ диаметром 48 и 60 мм. На поверхности стержня, расположенного с противоположной стороны плашки, нарезана насечка для контакта с внутренней поверхностью ловимой трубы и увеличения силы сцепления. В стержне предусмотрен промывочный канал.
Шестштлашечный механизм захвата труболовки ТВ73 (рис. III.25) состоит из стержня 1 с шестью наклонными плоскостями, расположенными в два яруса и смещенными относительно друг друга на 60°. Посредине каждой плоскости предусмотрены продольные выступы с профилем сечения з виде «ласточкина хвоста». По этим выступам в вертикальном направлении вместе с плашкодержателем 2 перемещаются плашки 3, имеющие гребенчатую насечку. Перемещение плашки ограничивается в верхнем положении упором в заплечик стержня, в нижнем ~ упором в торец наконечника 4. В скважинах с небольшим зазором между эксплуатационной колонной и колонной ловимых труб труболовку применяют без центрирующих приспособлений.
Труболовки наружные плашечные выпускают в двух видах: освобождающиеся и неосвобождающиеся.
157
Труболовки наружные освобождающиеся ТНО 116-76 и ТН О 136-89 предназначены для захвата за наружную поверхность аварийных НКТ (или их муфт) и извлечения колонны целиком или по частям путем отвинчивания труб. При необходимости труболовку освобождают от захвата и извлекают из скважины. Спускают ее в скважину в основном при ожидании прихватов аварийной колонны НКТ с тем, чтобы при невозможности расхаживания колонны труб или их отвинчивания освободить труболовку и поднять из скважины без осложнений.
Инструменты для повли и извлечения из скважин
насосных штанг, тартального каната,
каротажного кабеля, желонки и мелких предметов
Для ловли и извлечения из скважины насосных штанг, тартального каната, каротажного кабеля, желонки и других предметов применяют удочки различной конструкции, комбинированные ловители, канаторезки и другие инструменты.
Нешарнирные удочки У О 1-168, У К 1-168, УООП1-168 и У О П Ы68, применяемые для ловли и извлечения из скважин тартальных канатов диаметром 19 мм и нее, а также каротажных кабелей диаметрами не более 22 мм, представляют собой стержни круглого сечения с приваренными крючками специальной формы. На верхнем конце его нарезана резьба левого направления для ввинчивания переводной муфты, имеющей резьбу замка 89-мм бурильных труб для присоединения удочки к последним. На нижний конец муфты бурильных труб навинчивают воронку, служащую направлением и одновременно ограничителем входа стержня в клубок спутанного каната или кабеля.
Каждая удочка имеет свои отличительные особенности, связанные со специфическими условиями ловли.
Комбинированный ловитель ЛКШТ-168 предназначен для ловли и извлечения из скважин насосных штанг всех диаметров как одиночных, так и расположенных в виде пучка (или в два—три ряда), а также 48, 60 и 73-мм НКТ в эксплуатационной колонне диаметром 168 мм и более.
Ловитель (рис. III. 26), спускаемый в скважину на левых бурильных трубах, состоит из четырех корпусов, соединенных между собой резьбами. В корпусе 1 расположен клапан 4, плашки 3 которого могут переворачиваться в верхнее (раскрытое) положение, сжимая пружины 2, и возвращаться в исход->,ое. Верхний 7, средний 10 и нижний 15 корпуса конструктивно не отличаются друг от друга. Соединены они ниппелем 9. В каждый корпус вставляются по три плашки 8, 13 и 17. С внутренней стороны плашки имеют зубья, с наружной — конусные выступы с профилем сечения в форме «ласточкина хвоста», которые входят в соответствующие пазы корпусов. Сверху на
158
Рис. II 1.26. Комбинированный ловитель
ЛКШТ-168
Рис. И 1.27. Штанголовитель комбинированный
шк
торцах установлены стаканы 6, 12 и 16, служащие направлениями для пружин 5} 11 и 14. С нижним корпусом соединена специальная воронка 18.
Ловитель спускают в скважину на 2—3 м ниже верхнего конца аварийных штанг. Затем, медленно вращая, снова опускают вниз. При этом верхние концы одиночных штанг проходят в ловитель, через нижний, средний и верхний корпуса входят в клапан, откидывают плашки и проникают внутрь ловиль-ных труб. При подъеме ловителя штанги захватываются плашками в одном или в нескольких корпусах ловителя. Грузоподъемная сила ловителя 470 кН, масса 128 кг.
Штанголовитель комбинированный ШК (рис. III. 27) предназначен для ловли (за тело и муфту) и извлечения штанг всех размеров из колонны НКТ диаметрами 60, 73, 89 мм, Состоит он из корпусов верхнего 1 и нижнего 9, вилки 2, переводника 4, плашек 5, пружин верхней 3, нижней 6, цанги 7 и винтов направляющих S.
Комбинированный ловитель ЛК Ш-1 1 4 предназначен для ловли, отвинчивания и извлечения аварийных штанг из скважин с диаметром эксплуатационных колонн 114 мм. При этом ловля может быть осуществлена: а) за тело или муфту штанг диаметрами 16, 19 и 22 мм; б) за верхний безмуфтовый конец недеформированных 48-мм НКТ с гладкими концами.
Основное преимущество таких ловителей — возможность ловли насосных штанг указанных размеров без замены плашек, т. е. за один спуско-подъем благодаря расположению-плашек в два яруса.
Канаторезка 2 Кр 19 X 146 используется в случае обрыва и оставления в скважине тартального каната или каротажного кабеля диаметром не более J9 мм ,в 146-мм эксплуатационной колонне для их резки.
Фрезеры и райберы
При ликвидации аварий в скважинах значительный объем работ занимает фрезерование аварийных металлических предметов и разбуривание цемента.
Фрезерование— наиболее распространенный и повсеместно применяемый в практике восстановления аварийных скважин способ, основанный на резании металлов с помощью различных ргжущих устройств.
Забойный истирающий фрезер ФЗ предназначен для фрезерования металлических предметов и цемента в закрепленных и незакрепленных обсадной колонной эксплуатационных и бурящихся скважинах диаметром от 90 до 480 мм. Отличается он более высокими показателями фрезерования по металлу (до 20 м). Выполнен в термоизносостойком исполне-
160
нии. Высота армированного слоя режущей части составляет 25—30 мм.
Фрезер ФЗ-1 (базовый типоразмер всех фрезеров ФЗ)
состоит из цилиндрического корпуса, нижний конец которого армирован композиционным материалом, а верхний снабжен замковой резьбой для свинчивания с колонной бурильных труб. В отличие от серийных фрезерой типа ФЗ в армированном слое предусмотрены дополнительные промывочные каналы, по которым промывочная жидкость поступает непосредственно в зону резания. Улучшена конструкция армировки и обеспечена большая удельная нагрузка на фрезеруемый объект при одинаковой осевой нагрузке. Увеличена высота армированного слоя. Введенные усовершенствования позволили повысить показатели надежности и долговечности фрезеров.
Стандартом предусмотрено 30 типоразмеров фрезеров ФЗ-1.
Фрезер забойный ФЗЭ предназначен для фрезерования аварийных легкосплавных металлических предметов и очистки ствола скважины. На режущем его торце предусмотрены зубья (радиальные пазы с установленными з них твердосплавными пластинами) и отверстия для подачи промывочной жидкости в зону фрезерования, в верхней части — замковая резьба для присоединения фрезера к бурильной колонне.
Для предохранения внутренней поверхности обсадной колонны от зарезания все периферийные режущие кромки зубьев фрезера утоплены в корпусе, в котором предусмотрены сквозные стружкоотводящие противозаклинивающие каналы, и за-плавлены латунью.
Для нормального режима работы осевая нагрузка в начальный период фрезерования должна быть не более 5 кН с равномерным повышением до 25 кН при частоте вращения ротора 60—80 об/мин и подаче промывочного насоса не менее 12 дм3/с.
Фрезеры ФЗЭ выпускают 15 типоразмеров.
Фрезер истирающе-режущий кольцевой Ф К, предназначенный для фрезерования прихваченных бурильных и НК.Т в закрепленных обсадной колонной скважинах, состоит из корпуса, резьбовой головки и режущей кромки, армированной композицонным материалом, состоящим из дробленного твердого карбидо-'вольфрамового сплава и материала связки.
В отличие от других конструкций на внутренней поверхности корпуса этих фрезеров нарезаны винтовые пазы, пересекающие вертикальные каналы, расположенные в теле. Направление пазов противоположно вращению фрезера.
Фрезеры ФК выпускают 13 типоразмеров, они могут работать в колоннах диаметром от 114 до 273 мм. Наружные диаметры фрезеруемых НКТ от 48 до 114 мм, бурильных труб от 47 до 168 мм.
Фрезер ы-л овители магнитные ФМ предназначены для ликвидации аварий в бурящихся и эксплуатационных скважинах путем фрезерования и извлечения мелких металли-
II—572 161
Рис. 111.28. Фрезер-ловитель магнитный ФМ (исполнение I)
Рис. II 1.29. Фрезер-ловитель магнитный ФМЗ (исполнение 2)
ческих предметов неопределенных размеров и формы с помощью магнита и механизма захвата. Разработаны они в двух исполнениях: 1) без механического захвата (ФМ) — 13 типоразмеров и 2) с механическим захватом (ФМЗ) — 10 типоразмеров. Все они обеспечивают ликвидацию аварий в эксплуатационных и бурящихся скважинах (закрепленных и не закрепленных обсадной колонной) всех диаметров.
Магнитный фрезер ФМ (исполнение 1) состоит из переводника I, корпуса 2, магнитной системы 3 (рис. 111,28). Нижняя часть корпуса изготовлена в виде режущей коронки, армированной дробленным твердым сплавом. Магнитная система представляет собой набор постоянных магнитов цилиндрической формы из сплава марки ЮН14ДК25БА.
Магнитный фрезер с механическим захватом ФМЗ (исполнение 2) состоит из переводника 1, корпуса 2, магнитной системы 3 и захватного узла 4 (рис. III. 29). Применяют его для очистки забоя скважины при засорении крупными металлическими предметами. Механизм захвата состоит из шести лопастей.
Фрезер спускают в скважину и, не доводя до забоя на 5—6м, начинают промывку с одновременным вращением бурильных труб, а затем медленно доводят до забоя, фрезеруют и накрывают аварийный объект. Затем, прекратив промывку, поднимают инструмент на поверхность. При этом нельзя допускать резких посадок колонны на ротор и резких торможений. У под-
162
нятого фрезера очищают рабочую часть от металлических предметов и промывают ее водой. Присоединительную резьбу очищают и смазывают. Магнитный фрезер необходимо хранить отдельно от металлических предметов. Разбирать его следует после полного использования ресурса работы (не менее трех спусков в скважину), так как преждевременный разбор приводит к размагничиванию магнитной системы.
Фрезер забойный комбинированный Ф 3 К предназначен для кольцевого фрезерования по наружному диаметру и последующего фрезерования по всему сечению незакрепленных металлических предметов в обсаженной скважине. Состоит он из переводника, торцового и кольцевого фрезеров. Торцевой фрезер имеет промывочные каналы и присоединительную резьбу для хвостовика, режущая его часть армирована
На внутренней поверхности кольцевого фрезера выполнен ряд чередующихся пазов, направленных по винтовой линии и пересекающих вертикальные промывочные каналы. Режущие кромки армированы композиционным материалом.
Применение фрезеров ФЗК позволяет в ряде случаев совмещать работы, выполняемые забойными и кольцевыми фрезерами в отдельности, и тем самым сократить спуско-подъемные операции.
Фрезер истирающе-режущий пилотный ФП предназначен для фрезерования в обсаженной колонне насос-но-компрессорных и бурильных прихваченных труб, пакеров, сплошного дна, муфт, хвостовиков, замков, элементов погружных электронасосов и др. В необходимых случаях применяют его для подготовки фрезеруемых объектов к захвату ловильным инструментом.
Фрезер пилотный состоит из хвостовика с присоединительной резьбой и направляющего штока с режущей коронкой, наконечники которых армированы износостойким композиционным материалом. Поверхность пазов штока наплавлена релином В коронке и штоке имеются промывочные каналы.
Фрезер пилотный отличается от забойных наличием направляющего штока, приваренного к концу режущей части корпуса. При фрезеровании шток, заходя в аварийный объект, обеспечивает центровку фрезера и предохраняет инструмент от прихвата и других осложнений.
Применение фрезера пилотного позволяет совместить работы кольцевых и забойных фрезеров и значительно сократить число спуско-подъемных операций.
Фрезер колонный конусный ФКК предназначен для фрезерования поврежденных мест (смятий, сломов) эксплуатационных и обсадных колонн скважин под шаблон соответствующего размера, а также при калибровке обсаженного ствола скважины для очистки его внутренней поверхности от цементной корки. В верхней части его корпуса выполнена замковая резьба для присоединения к колонне бурильных труб.
п* 163
Цилиндрическая, коническая и нижняя торцовые часта фрезера оснащены режущими зубьями, в пазах которых установлены твердосплавные пластины.
Фрезеры ФКК изготавляют в двух исполнениях: с боковыми; промывочными отверстиями, расположенными под углом к оси инструмента, с центральными и боковыми промывочными отверстиями.
Пакеры и якори
П а к е р ы — специальные устройства, предназначенные для разобщения отдельных участков ствола скважины, разобщения пластов и изоляции подъемной колонны труб от- воздействия •среды в процессе эксплуатации скважин и при ремонтно-изоля-ционных работах в них. Их широко применяют при проведении многих технологических операций: гидроразрыве, кислотных н термических обработках пласта, изоляционных работах и т. д. Для раздельной эксплуатации двух пластов одной скважиной по параллельным рядам подъемных труб используют двухпро-ходные пакеры.
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. Якоря — устройства, предназначенные для закрепления колонны подъемных труб за стенку эксплуатационной колонны с целью предотвращения перемещения скважинного оборудования под воздействием нагрузки.
Якоря применяют преимущественно с пакерами типа ПВ ч ПН.
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-(в мм); второе число — рабочее давление (максимальный перепад давлений, воспринимаемый пакером); последние буква и? цифра — сероводородостойкое исполнение (К2). Например, ПН-ЯМ-150-500, ПН-ЯГМ-118-210, 1ПД-ЯГ-136-500; ПД-Г-136-210К2.
Пакер типа ПН-ЯМ, предназначенный для разобщения участков эксплуатационной колонны нефтяных и газовых скважин и защиты ее от воздействия пласта, состоит из уплот-нительного устройства, плашечного механизма и фиксатора типа байонетного замка.
На стволе свободном насажены конус и уплотнительные манжеты. Плашки, входящие в пазы плашкодержателя в паке-рах с наружным диаметром 118 и 136 мм (рис. 111,30,6), при-
164
IS
Рис. 111.30. Пакер ПН-ЯМ.
С наружным диаметром, мм а — 150, 160,-185, 210, 236 и 265 б— 118 и 136; / — головка; 2 — упор, 3— манжеты, 4 — конус; 5 — плашка; 6 — плашкодержатель, 7 — цилиндр; 8 — захват. 9 — корпус фонаря; 10 — башмак; // —замок, 12 — гайка; 13 — палец; 14 — ствол
Пакер ПН-ЯГМ
Рис. 111.31.
(ППГМ1):
/ — муфта; 2 — jnop; 3 —манжета: 4 — ствол; 5 —обойма, 6 — конус, 7 — шпонка; 8 — плашка; 9 — плашкодержатель, 10 — винт, 11 — кожух, 12 — поршень, 13 — корпус клапана, 14 — шарик, 15 — седло; 16 — срезной винт
жимаются к конусу за счет усилия пружин, в остальных (рис, III. 30, а) плашкодержатель фиксируется со стволом и цилиндром захватами. Корпус фонаря соединен с замком, имеющим фигурный паз, в котором может перемещаться палец, связанный со стволом. Посадка пакера проводится путем приподъема труб на расстояние, необходимое для создания на него расчетной осевой нагрузки, поворота на 1,5—2 оборота вправо и затем спуска труб вниз. Благодаря трению башмаков о стенку эксплуатационной колонны обеспечивается неподвижность корпуса фонаря и плашек. Палец при повороте скользит по фигур-.ному пазу и опускается вниз совместно со стволом. *• В пакере (см. рис. 111.30,6) при движении ствола конус "раздвигает плашки и последние закрепляются на стенке эксплуатационной колонны. В пакере (см. рис. III. 30, а) ствол совместно с головкой, упором, манжетами, конусом, плашками и плашкодержателем, опускаясь, доходит до упора в цилиндр. При этом захваты заходят в паз, освобождая ствол, а конус раздвигает плашки в радиальном направлении и закрепляет их. Сжатие манжет и герметизация разобщаемых пространств происходит при дальнейшем опускании ствола за счет массы колонны подъемных труб. Пакер извлекается из скважины в результате подъема труб. При этом освобождаются манжеты, а ствол своим буртом вытягивает конус из-под плашек, которые, освобождаясь, одновременно приводят корпус плашек с захватами в исходное положение. При подъеме труб и повороте их влево на 1,5—2 оборота палец на стволе автоматически входит в фигурный паз башмака, благодаря чему пакер может быть посажен повторно без извлечения из скважины.
Пакер П Н-Я Г М (рис. III. 31), предназначенный для разобщения участков эксплуатационных колонн нефтяных и газовых вертикальных и наклонных скважин, состоит из уплотняющего, заякоривающего, клапанного устройства и гидропривода. Для посадки его в подъемные трубы сбрасывают шарик. Жидкость под воздействием давления через отверстие а в стволе попадает на поршень. При давлении 10 МПа поршень толкает плашкодержатель, срезает винты, плашки надвигаются на конус и, упираясь в стенки эксплуатационной колонны, создают упор для сжатия уплотнительных манжет. Под действием массы труб плашки внедряются в стенку эксплуатационной колонны, обеспечивая заякоривание и герметичность разобщения. Проходное отверстие пакера открывается при увеличении давления до 21 МПа. При этом срезаются винты, и седло с шариком выпадает. Пакер извлекают при подъеме колонны труб. Во время снятия осевой нагрузки освобождаются манжеты, >и ствол, двигаясь вверх, тянет за собой конус, который освобождает плашки.
Якори ЯГ и ЯГ1 предназначены для предотвращения скольжения скважинного оборудования внутри эксплуатационной колонны труб.
166
Якорь ЯГ (рис. 1П.32,а). На стволе его установлен конус, имеющий направляющие для плашек, вставленных в Т-образные пазы плашкодержателя. Якорь, спускаемый в скважину на колонне подъемных труб, закрепляется при подаче жидкости в трубы под давлением.
Жидкость, попадая под поршень, срезает винты, перемещает плашкодержа-тель и плашки вверх, которые, натягиваясь на конус, расходятся в радиальном направлении и заякорива-ются на внутренней стенке эксплуатационной колонны труб. Якорь освобождается при подъеме колонны труб. При этом ствол движется вверх совместно с конусом, конус вытягивается из-под плашек, освобождая их.
Якорь ЯП (см. рис. 32, б) состоит из корпуса, в окна которого вставлены плашки, удерживаемые пружиной в утопленном положении. Планки, ограничивающие ход плашек в радиальном направлении, крепятся на корпусе при помощи винтов. Закрепление
якоря в колонне происходит при выдвижении плашек наружу в радиальном направлении и внедрении в стенку эксплуатационной колонны. После прекращения нагнетания жидкости плашки под действием пружин возвращаются в исходное положение, в результате чего освобождается якорь.
Эксплуатация пакеров и якорей. Прежде чем спустить в скважину пакер, необходимо обследовать колонну конусной печатью и установить проходимость шаблоном с устья до верхних отверстий фильтра. Длина и диаметр шаблона должны быть несколько больше соответствующих размеров па-кера и якоря. При этом шаблон должен свободно проходить до необходимой глубины. В противном случае устраняют повреж-
Рис. 111.32. Якори:
а —ЯГ; б— ЯП; / — конус; 2 — ствол, 3 — плашка; 4 — плашкодер-жатель; 5 — срезной винт, 6 — поршень; 7 — корпус; 8— муфта. 9 — патрубок; 10 — винт; 11 — пружина; 12 — планка
167
дения или очищают стенки колонны труб от цементной корки, отложений парафина, солей и продуктов коррозии.
Перед каждым -спуском пакера проверяют: подвижность фонаря и штока; целостность уплотнительных элементов (манжеты, имеющие дефекты, заменяют новыми); надежность крепления резьбовых соединений. При этом особое внимание обращают на резьбовое соединение головки со штоком. В качестве смазки применяют графитную УСА или заменитель — смесь 80% жирового солидола УС-2 или УС-3 с 20% графита. i В пакерах, имеющих плоские пружины, проверяют наличие трещин или надломов (особенно в местах заклепочных соединений), а с опорой на забой выбирают длину хвостовика с таким расчетом, чтобы пакер находился на расстоянии 5—7м «выше верхних отверстий фильтра. После установки на заданной глубине его испытывают на герметичность агрегатом.
Перед каждым спуском якоря проверяют: надежность крепления резьбовых соединений корпуса с головкой и хвостовиком; герметичность уплотнений и выдвижение плашек при избыточном внутреннем давлении. С этой целью якорь спрессовывают в течение 5 мин, вставляя его в отрезок обсадной трубы соответствующего диаметра. Давление опрессовки должно быть на 25% больше максимального рабочего давления для данного якоря. Утечки через резьбовые соединения не допускаются, их устраняют. Затем якорь спрессовывают вторично и, лишь убедившись в отсутствии утечек, спускают в скважину. При большой скорости спуска гидравлического якоря и малом диаметре труб вследствие возникновения избыточного давления возможно произвольное его закрепление. Во избежание этого скорость спуска должна быть примерно 3 м/с для 89-мм труб и 4 м/с для 102-мм труб. Пакер следует поднимать на поверхность через I—2 ч после того, как будет снято давление на забое. Якорь от связи с колонной освобождают созданием давления в затруб-ном пространстве.
После подъема этих устройств их тщательно промывают и очищают от грязи, песка и парафина. Особенно тщательно очищают от нефти резиновые манжеты. Затем пакер и якорь разбирают для осмотра или замены вышедших из строя деталей; смазывают трущиеся поверхности и резьбу.
При заклинивании лакера в скважине колонну НКТ вращают по часовой стрелке. При этом якорь отвинчивается от пакера и извлекается на поверхность вместе с НКТ. В скважину спускают режуще-истирающий кольцевой фрезер ФК, офрезе-ровывают пакер и извлекают его на поверхность.
МЕХАНИЗАЦИЯ ПРОЦЕССОВ РЕМОНТА
Текущий и капитальный ремонт скважин — наиболее трудоемкие операции. Механизация процессов ремонта скважин — одна из важнейших задач технического прогресса в технологии добычи нефти и газа.
!68
Для механического -свинчивания и развинчивания НКТ применяют автомат АПР-2ВБ, для механического свичяивания и развинчивания бурильных труб, НКТ и штанг — ключи, а также элементы малой механизации
Автомат АПР-2ВБ предназначен для механизации операций по свинчиванию-развинчиванию и автоматизации операций по захвату, удержания на весу, освобождению и центрированию колонны насосно-компрессорных труб при текущем ремонте скважин. Состоит он из блока вращателя, инерционного электрического привода и клиньевых подвесок для труб
Блок вращателя представляет собой корпус слайдера с червячным редуктором и водилом, передающим вращающее усилие трубному ключу Редуктор защищен кожухом, образующим масляную ванну. Корпус автомата, в который вставляют клиновую подвеску, состоящую из направляющей с кольцевым основанием с шарнирио подвешенными тремя клиньями, крепится к пьедесталу центратора болтами. Центратор удобен в работе и позволяет ускорить переход на трубы другого диаметра Состоит он из пьедестала, фиксатора и сменных вкладышей под каждый размер_ трубы. Клинья для 60 и 73-мм труб — сборные состоят из корпуса и сменных плашек, закрепляемых шплинтами, а для 89-мм труб — монолитные Они снабжены усами-синхронизаторами, обеспечивающими синхронную работу их в момент захвата трубы. Клиньевую подвеску соответствующего трубе размера на время работы вставляют в корпус автомата. Перемещение подвески вверх — вниз осуществляется при помощи балансира с грузом
Инерционный электрический привод — взрывобезопасный с питанием от промысловой сети напряжением 380 В Инерционное устройство позволяет регулировать крутящий момент на во-диле автомата путем установки соответствующих сменных маховиков Управление электроприводом осуществляется посредством магнитного пускателя и кнопочного поста управления
Автомат АПР-2ВБ работает в комплекте с элеваторами типа ЭТА, трубными ключами КТДУ, стопорными ключами КСМ и подкладными вилками
Механический универсальный ключ КМ У-5 О предназначен для механизации операций по свинчиванию — развинчиванию и удержанию колонны насосно-компрессорных труб при текущем ремонте скважин, эксплуатируемых всеми видами оборудования, включая погружные электронасосы. Состоит он из блока вращателя с электроприводом, слайдера с блоком клиньев и блока управления электроприводом
Вращатель— двухступенчатый редуктор с прямозубой цилиндрической передачей, рабочим органом которого является разрезное колесо с установленным на нем водилом В корпусе вращателя и разрезном колесе предусмотрены прорези для пропуска насосно-компрессорных труб, совмещенные механиз-
169
мом, расположенным на корпусе вращателя. Подшипником скольжения разрезного колеса служит бронзовая втулка. Зев вращателя перекрывается специальным устройством.
Привод — электрический инерционный взрывобезопасньгй с питанием от промысловой сети напряжением 380 В. Это устройство позволяет регулировать крутящий момент на водиле ключа путем установки соответствующих сменных маховиков. Управление электроприводом — посредством магнитного пускателя и кнопочного поста управления.
Полуавтоматический слайдер состоит из разрезного корпуса, сменных блоков клиньев для труб диаметрами 60, 73 и 89 мм, рукоятки управления и хомута. К корпусу приварен кронштейн, к которому крепится с помощью оси н болта вращатель. Блок клиньев, раскрывающихся с помощью пружины, состоит из трех корпусов со сменными плашками.
При спуско-подъемных работах колонна насосно-компрес-сорных труб заклинивается в полуавтоматическом слайдере. Ключ надвигается на колонну вращением вокруг оси, при этом фиксатор скользит по поверхности корпуса слайдера, доходит до упора и под действием пружины входит в паз. Включением привода с кнопочного поста управления осуществляется 'вращение водила в нужную сторону, при этом трубы свинчиваются или развинчиваются.
Ключ К М У-50 применяют в комплекте с элеваторами типа ЭТА, трубными ключами типа КТДУ или КТГУ и стопорными ключами КСМ. Выполнен он в виде блоков, что создает удобство при монтаже и транспортировке, прост в эксплуатации, обеспечивает высокие темпы работы. Разрезная конструкция слайдера и вращателя позволяет применять ключ на скважинах, оборудованных погружными электронасосами, а в аварийных ситуациях —быстро демонтировать его.
Механический подвесной трубный ключ КМПТ замкнутого типа с гидравлическим приводом, предназначенный для свинчивания и развинчивания НКТ диаметром 48—114 мм, состоит из вращателя со сменными вкладышами с тремя заклинивающими роликами, приводного гидравлического двигателя с гидросистемой и подвесного кронштейна. Применяют его лишь с подъемными установками, снабженными гидросистемой,
Отличительная особенность ключа— приложение усилия отвинчивания в трех равномерно расположенных по окружности точках, что значительно повышает эффективность особенно при закреплении и раскреплении резьбы.
Механизированный гидравлический подвесной ключ КГП разрезного типа, предназначенный для свинчивания, докрепления, раскрепления и развинчивания бурильных труб в процессе спуско-подъемных операций, состоит из вращателя, гидравлического двигателя с гидроприводом и подвесного кронштейна. Ключ входит в комплект подъемных
170
установок для капитального ремонта и освоения скважин, снабженных гидросистемой. Применяют его в комплекте с элеваторами ЭТА и ключами КТГУ и КСИ.
Автоматический штанговый ключ АШ К-Т, комплектуемый штанговыми элеваторами, предназначен для механизации свинчивания — развинчивания насосных штанг в процессе спуско-подъемных операций при текущем ремонте скважин. Состоит он из следующих блоков:
редуктора, включающего захватную часть со сменными верхними ключами, электропривод, сменные маховики, стопорную часть со сменными нижними ключами;
управления приводом с магнитным пускателем и кнопочным постом управления;
стойки ключа, включающего в себя кронштейн с замковым устройством, основание, на котором укреплен кронштейн, комплект сменных переводных патрубков.
Средства малой механизации существенно сокращают утомляемость рабочих при ремонте скважин и облегчают их труд. К этим средствам относятся: безопасная шлиле-вая катушка, гидрораскрепитель резьбовых соединений, гидродомкраты подъема ног вышек агрегатов, быстросъемное устройство по установке оттяжек, автозатаскиватель ведущей трубы в шурф, блок для якорного каната, приспособления для отвинчивания трехшарошечных и лопастных долот, ограничитель подъема талевого блока, машинка для стягивания ролико-вту-лочных цепей, приспособление для крепления неподвижного конца талевого каната, четырехколесная тележка для откатки труб на мостки, приспособление против разбрызгивания жидкости, приспособление для перемещения труб и др.
КОНТРОЛЬНЫЕ ВОПРОСЫ
1. Что входит в состав комплекса оборудования для текущего и капитального ремонта скважин? - -
2. Для чего предназначены вышки и мачты и каковы основ-" ные правила их эксплуатации?
3. Какие подъемные установки и агрегаты применяют для производства спуско-подъемных операций при текущем и капитальном ремонте скважин?
4. Каковы правила эксплуатации подъемных установок и агрегатов?
5. Для чего предназначена талевая система и из каких механизмов она состоит?
6. Как проводят оснастку талевой системы?
7. Расскажите о правилах обслуживания механизмов талевой системы.
8. Для чего предназначен ротор и из каких основных частей он состоит?
9. Для чего предназначены вертлюги и каковы правила их эксплуатации?
11I
10. Какие промывочные установки Вы знаете? П. Расскажите о правилах эксплуатации насосов и промывочных установок.
12. Для каких работ предназначен элеватор? Какие элеваторы Вы знаете?
13. Для чего предназначен слайдер и из каких частей он состоит?
14. Для чего предназначены штропы и как их различают по назначению?
15. Какие ключи применяют для свинчивания и развинчивания труб и штанг?
16. Для какой цели применяют утяжеленные бурильные трубы и где их устанавливают?
17. Что представляет собой ведущая бурильная труба и для чего она предназначена?
18. Какие элементы бурильной колонны Вы знаете? Каково их назначение?
19. С какой целью применяют ЛБТ?
20. Каковы правила эксплуатации бурильных труб?
21. Каково назначение обсадных труб?
22. Какие элементы низа обсадной колонны Вы знаете и каково их назначение?
23. Для чего служат НКТ и как их маркируют? Какого диаметра НКТ выпускают?
24. Каково назначение переводников?
25. Какие правила надо соблюдать при эксплуатации НКТ?
26. Для чего предназначены насосные штанги?
27. Какие элементы колонны насосных штанг Вы знаете?
28. Каковы правила эксплуатации насосных штанг?
29. Какое оборудование применяют при цементировании скважин?
30. Какое оборудование применяют при кислотной обработ-ме скважин?
31. Какое оборудование применяют при гидравлическом разрыве пласта?
32. Для чего предназначена устьевая арматура 2АУ-700?
33. В каких случаях для ловли труб применяют труболовку, колокол и метчик?
34. Какие инструменты применяют для ловли тартального каната и каротажного кабеля?
35. Для чего применяют фрезеры и какие типы фрезеров Вы знаете?
36. Для чего предназначены пакеры?
37. Для чего применяют якоря?
38. Каковы правила эксплуатации пакеров?
39. Каково назначение и устройство автомата АПР-2ВБ?
40. Для чего предназначен механический универсальный ключ КМУ-50?

На главную страницу