Подземный ремонт с применением гибких труб – Бурение нефтяных и газовых скважин

Основные преимущества оборудования с непрерывными трубами

Мировой опыт применения колонн гибких труб насчитьгвает более 35 лет. За это время были выявлены и неоднократно подтвержда­лись на практике преимущества использования этой технологии проведения работ по сравнению с традиционной. К ним относятся:

— обеспечение герметичности устья скважины на всех этапах выполнения внутрискважинных операций, начиная с подготов­ки комплекса ремонтного оборудования, и вплоть до его свер­тывания;

— возможность осуществления работ в нефтяных и газовых скважинах без их предварительного глушения;

— обеспечение циркуляции технологической жидкости на всех этапах выполнения внутрискважинных операций, в том числе — во время СПО;

— отсутствие необходимости освоения и вызова притока сква­жин, в которых выполнялись работы с использованием колон­ны гибких труб;

— безопасность проведения спускоподъемных операций, так как в данном случае не нужно осуществлять свинчивание — раз­винчивание резьбовых соединений и перемещать насосно-компрессорные трубы (НКТ) на мостки;

— значительное улучшение условий труда работников бригад подземного ремонта при выполнении всего комплекса операций;

— сокращение времени при спуске и подъеме внутрисква-жинного оборудования на проектную глубину;

— обеспечение возможности бурения, спуска забойных инст­рументов и приборов, а также выполнения операций подземного ремонта в горизонтальных и сильно искривленных скважинах;

— соблюдение более высоких требований в области экологии при проведении всех операций по ремонту и бурению скважин, в частности, за счет меньших размеров комплексов оборудова­ния для этих целей по сравнению с традиционными;

— существенный экономический эффект в результате приме­нения КНТ как при ремонте, так и при проведении буровых работ.

В настоящее время специалисты различных фирм ежегодно выполняют порядка тысячи операций на скважинах с использо­ванием колонн непрерывных труб.

Применять КНТ начали для осуществления наиболее про­стых операций при проведении ПРС — очистки колонны труб и забоев от песчаных пробок. При внедрении данной технологии использовали КНТ с наружным диаметром 19 мм. В настоящее время созданы буровые установки, работающие с колоннами диаметром до 114 мм. При помощи КНТ с промежуточными значениями диаметров в этом диапазоне (19—114 мм) можно осуществлять практически весь набор операций подземного ре­монта скважин и бурения. Параллельно с совершенствованием и созданием новых технологий выполнения нефтепромысловых работ шло развитие и технологии изготовления КНТ, а также нефтепромыслового оборудования и инструмента, обеспечива­ющего их применение.

Оборудование для работы с использованием КНТ обеспечи­вает резкое повышение эффективности процессов ремонта и бурения скважин, особенно при проведении работ на месторож­дениях со сложными геологическими и климатическими усло­виями.

Однако преимущества КНТ и новые технические решения, способствующие их совершенствованию, позволяют постоянно расширять область применения данного оборудования и повы­шать эффективность ведения работ. Например, использование колонны непрерывных труб внесло изменения в практику буре­ния нефтяных и газовых скважин, особенно при их заканчива-нии, а также в технологию выполнения каротажных исследова­ний, работ по вскрытию пласта в сильно искривленных и гори­зонтальных скважинах.

Перспективы дальнейшего применения КНТ обусловлены, в частности, следующими факторами:

— к настоящему времени создано оборудование, позволяющее работать с колоннами непрерывных труб практически всех необхо­димых диаметров и длин при высоких скоростях спуска и подъема;

— обеспечена долговечность КНТ в условиях нейтральных и коррозионно-активных жидкостей.

Высокая эффективность работ, выполняемых с использова­нием КНТ, безусловно повлияет на стратегию и тактику разра­ботки месторождений в будущем. Прежде всего это касается эк­сплуатации месторождений, расположенных в отдаленных и труд­нодоступных районах, а также тех, пластовая жидкость которых имеет аномальные свойства. Кроме того, при дальнейшем со­вершенствовании оборудования, обеспечивающего работу КНТ, можно достичь высокой эффективности проведения всего ком­плекса работ, связанных с бурением, освоением, эксплуатацией и ремонтом горизонтальных скважин.

Можно выделить основные ключевые направления развития данных технологий в России:

— увеличение количества типоразмеров установок;

— повышение технического уровня оборудования, эксплуа­тационных характеристик агрегатов;

— разработка систем автоматизированного контроля за функ­ционированием узлов агрегатов и технологическими процессами;

— создание установок с непрерывными трубами большого диаметра для забуривания вторых стволов и проходки горизон­тальных участков скважин;

— обеспечение комплектности поставок;

— возможность сервисного обслуживания;

— доступная стоимость.

Реализация развития этих направлений будет более эффек­тивна при условии создания полигонов для испытаний обору­дования, отработки технологий и эксплуатации установок, вы­деления участков непосредственно на нефтепромыслах и место­рождениях для внедрения описываемых технологий — вначале в сопровождении традиционных подъемников для замены муфто­вых НКТ на КНТ, а затем для полного сервисного обслужива­ния скважин с использованием всех возможностей технологий, основанных на применении непрерывной трубы для:

— текущего и капитального ремонта объектов;

— освоения скважин;

— эксплуатации КНТ в нагнетательных скважинах;

— применения КНТ в установках штанговых, центробежных, гидропоршневых и струйных насосов;

— обустройства нефтепромысловой сети.

Установки с использованием колонны непрерывных труб сле­дует создавать компактными и монтировать на автомобильном шасси с проходимостью, обеспечивающей передвижение в ус­ловиях намывных кустов и дорог без твердого покрытия. Обору­дование агрегата должно работать при температуре окружающей среды от -45 до 45 “С и быть стойким к агрессивным средам. Необходимо, чтобы монтаж-демонтаж установки на устье сква­жины проводился без привлечения дополнительной грузоподъ­емной техники.

Агрегат должен обеспечивать выполнение следующих техно­логических операций:

— очистку эксплуатационных колонн от гидратопарафино­вых пробок путем промывки горячим солевым раствором с плот­ностью до 1200 кг/м3 и температурой до 150 °С;

— удаление песчаных пробок;

— извлечение бурового раствора из скважины;

— ловильные работы при капитальном ремонте скважин (КРС);

— цементирование скважин под давлением;

— кислотные обработки под давлением;

— разбуривание цемента;

— изоляцию пластов.

Основное оборудование должно состоять из набора блоков. Первый блок включает:

— барабан с измотанной трубой;

— монтажное устройство;

— инжектор — устройство, транспортирующее КНТ;

— кабину управления агрегатом;

— насосную (компрессорную) станцию для прокачки техно­логической жидкости.

Второй блок включает:

— емкость дли технологической жидкости (8-10 м3), снаб­женную теплоизоляцией;

— нагревательное устройст но для технологической жидкости;

— насос для перекачивания технологической жидкости с при­водом or ходового двшателя агрегата.

В соскш вспомогательного оборудования, которым должна укомплектовывания установка, входят:

— уплотнительпый элемент устья;

— мротивовыбросовый превептор;

— комплект быстроразборного манифольда для технологи­ческой жидкости;

— прибор, регистрирующий нагрузку от веса колонны труб;

— комплект впутрискважииною инструмента (локаторы конца грубы, шарнирные откломители, разъединитель с извлекающим устройством, центраторы колонны, обратные клапаны, струй­ные насадки, ясы и акселераторы и т.п.).

В комплект оборудования входит инструмент и запасные части.

Необходимо, чтобы конструкция агрегата соответствовала тре­бованиям техники безопасности, действующим в нефтяной и газовой промышленности:

— система освещения установки должна быть защищена от взры­вов и обеспечивать освещенность на устье скважины, равную 26 лк;

уровень звукового давления на рабочих местах не должен быть выше 85 дБ;

— площадки, расположенные на высоте более 1 м, должны иметь перильные ограждения высотой не менее 1 м;

— для подъема на платформу агрегата нужны маршевые лес-гнниы с перильными ограждениями шириной не менее 0,75 м;

— выхлопную систему двигателей агрегатов следует снабжать искрогасителями;

— пост управления агрегатом нужно размещать с учетом хо­рошей видимости рабочих мест как у скважины, гак и на других участках;

— расположение центра тяжести агрегата должно обеспечи­вать его устойчивое положение при перемещении по дорогам с уклоним до 25º в осевом направлении и ло 15º и боковом;

— агрегат необходимо снабжать электрической панелью с вы­ходом 220/50 В для освещения, зарядным устройством и транс­форматором-выпрямителем па 24 В постоянного тока для под­зарядки аккумуляторов и аварийною освещения.

Габаритные размеры агрегата в транспортом положении не должны превышать по высоте 4,5 м, а по ширине – 3,2 м.

Агрегаты подземного ремонта, использующие колонну непре­рывных труб, характеризуются следующими параметрами:

— длиной колонны труб;

— диаметром колонны труб;

— типом монтажной базы (автомобильное или тракторное шасси, прицеп);

— диаметром барабана для хранения труб;

— тяговым усилием при извлечении трубы, развиваемым транспортером;

— скоростью перемещения трубы транспортером;

— давлением в полости ремонтируемой скважины;

— давлением технологической жидкости:

— составом бригады, обслуживающей агрегат;

— массой агрегата;

— показателями надежности.

Главными параметрами являются диаметр и длина колонны гибких труб и агрегата. Именно они влияют на остальные па­раметры, конструкцию агрегата и его компоновку. Например, диаметр и длина колонны труб определяют диаметр барабана и тяговое усилие. Эти же показатели существенно влияют и на давление насосов, перекачивающих технологическую жид­кость, и компоновку агрегата, от которой зависит тип мон­тажной базы.

Диаметр КНТ в определенной степени связан с длиной ко­лонны. Эта зависимость обусловлена рядом факторов, которыми,например, являются расход технической жидкости и прочностные показатели материала, из которого изготавливают тру­бы. По результатам исследования таких взаимосвязей устанав­ливают, какой длине колонны гибких труб должен соответство­вать определенный диаметр.

Решение данной задачи строится на следующих логических основах — для выполнения любых технологических операций комплекс наземного оборудования должен обеспечивать необ­ходимую подачу технологической жидкости. При ее прокачива­нии по колонне гибких труб гидродинамические потери ∆pтр со­ставляют, как правило, больше половины общей величины дав­ления на выходе насосной установки. Остальные компоненты, например, перепад давления на забойном двигателе, устанавли­ваются согласно паспортным характеристикам устройств.

Помимо влияния расхода жидкости, значение диаметра КНТ зависит еще и от прочностных показателей материалов, из кото­рых изготавливают трубы.

В опасном сечении (верхнее сечение колонны труб, спущен­ных в скважину) материал находится в сложном напряженном состоянии. Эквивалентные напряжения, действующие в этом сечении, зависят от внутреннего давления в трубах, глубины их спуска, реактивного момента, возникающего при работе забой­ного двигателя, и других силовых факторов, проявляющихся в поперечном сечении труб при выполнении определенных тех­нологических операций.

Для предварительной оценки напряженного состояния мо­жет быть использована теория прочности, в соответствии с ко­торой эквивалентные напряжения могут быть определены сле­дующим образом [68]:

Подземный ремонт с применением гибких труб - Бурение нефтяных и газовых скважин

где γ— удельный вес материала труб; d — диаметр средин­ной поверхности трубы; σт— нормальные напряжения, действу­ющие в меридиональном направлении трубы при внутреннем давлении р.

Исходя из условия прочности σэкв < kтσтпосле преобразова­ния формулы (10.1) получаем

Подземный ремонт с применением гибких труб - Бурение нефтяных и газовых скважин

где кт— коэффициент запаса прочности по пределу текучес­ти; σт — предел текучести материала, из которого изготовлена труба; δтр —толщина стенки трубы.

В табл. 10.20 приведены значения диаметров труб в зависи­мости от глубины подвески и максимального давления ртахпри [σ] = 0,8σт = 400 МПа [68].

Количество агрегатов, работающих с колонной непрерыв­ных труб, по сравнению с количеством машин массового про­изводства относительно мал. При этом разброс параметров отдельных типоразмеров установок весьма велик. Следователь­но, нецелесообразно унифицировать их металлоконструкции, элементы шасси и другие части, ремонт которых не заплани­рован, а срок службы соответствует сроку службы всего агре­гата.

В данной ситуации важнее унифицировать узлы, сложные в кинематическом отношении, составляющие, обеспечивающие быструю перенастройку при необходимости перехода во время работы с одного диаметра труб на другой, а также узлы, непос­редственно не связанные с величиной параметров агрегатов, например, пульты управления, элементы оборудования кабин операторов и другие, а также сложные комплектующие изделия, прежде всего элементы гидропривода.

При выборе комплектующих следует ориентироваться на из­делия, применяемые для агрегатов, работающих в аналогичных условиях, к которым, прежде всего, относятся дорожные и стро­ительные машины, а также транспортная техника. В настоящее время для них освоена широкая гамма комплектующих изделий гидропривода — насосы, моторы, управляющая и регулирующая аппаратура, элементы гидросистем. Эти изделия обладают наи­большей надежностью по сравнению с имеющимися аналогами в других отраслях. Для них создана ремонтная база, система при­обретения этих изделий достаточно хорошо отработана.

Таблица 10.20

§

Агрегатами для работы с колоннами непрерывных труб назы­ваются наборы оборудования, позволяющие выполнять все тех­нологические операции при подземном ремонте скважин с при­менением КНТ. К ним относятся:

— транспортные операции по доставке оборудования на мес­то проведения работ;

— спуск и подъем колонны непрерывных труб;

— подготовка технологической жидкости, применяемой при ремонте скважины, — доставка жидкости, ее подогрев и т.д.;

— собственно подземный ремонт — промывка пробок, сбив­ка клапана и т.д. К этой же группе операций относится и закач­ка жидкости в скважину;

— операции по восстановлению свойств технологической жид­кости, использованной в процессе подземного ремонта, — дега­зация, очистка и подогрев. При определенной организации ра­бот эта группа операций может не выполняться.

Некоторые агрегаты, например, выпускаемые заводом «Рудгормаш», фирмой «ОКБ БН-Коннас», «Бореи», позволяют осу­ществлять только спуско-подъемные операции с колонной не­прерывных труб. Поэтому при использовании их во время под­земного ремонта скважин необходимо дополнительно иметь на­сосный агрегат для закачки технологической жидкости, пере­движные парогенераторные установки для подачи тепла в ем­кость для хранения, нагрева и дегазации жидкости.

Все элементы, входящие в комплекс рассматриваемого обо­рудования, выполняются мобильными. Отличаются они лишь количеством единиц, входящих в комплекс, типами транспорт­ных средств, используемых для их перемещения, и компоновка­ми основных узлов на последних. Пристальное внимание к сред­ствам транспортирования обусловлено тем, что они в значитель­ной степени определяют общую компоновку машин и их основ­ные показатели.

Рассмотрим наиболее характерные и достаточно хорошо от­работанные в настоящее время конструктивные решения.

Наиболее типичным из комплексов, размещенных на двух транспортных средствах, является оборудование фирмы Dreco. Оно представляет собой два агрегата, один из которых осуществляет операции с трубой, второй обеспечивает подачу техно­логической жидкости.

Агрегат, обеспечивающий работу с КНТ (рис. 10.46), смонти­рован на специализированном шасси с формулой «10×10». Оно включает два передних и три задних моста, которые все являют­ся ведущими. В конструкции используют серийно изготавлива­емые мосты, установленные на раму, специально спроектиро­ванную для данного агрегата. Для перемещения последнего и привода его механизмов во время работы служит дизельный дви­гатель, расположенный за кабиной водителя. Крутящий момент от двигателя передается карданным валом к раздаточной короб­ке, находящейся в средней части рамы, а от нее — к группе передних и задних мостов. Над двигателем смонтирована каби­на управления агрегатом, которая может перемещаться верти­кально по специальным направляющим на высоту около I м.

Подземный ремонт с применением гибких труб - Бурение нефтяных и газовых скважин

Рис. 10.46. Агрегат для работы с колонной гибких труб фирмы Dreco:

1— кабина водителя; 2 — силовой агрегат; 3 — кабина оператора; 4 — барабан с КГТ; 5 — катушки с гибкими шлангами; 6 — направляющая дуга; 7 — транспортер; 8 — монтажное устройство; 9 — задняя тележка шасси; 10 — раздаточная коробка шасси; 11— передняя тележка шасси

В средней части рамы агрегата находится барабан с колонной гибких труб, на нем смонтирован укладчик трубы. В кормовой части агрегата установлен гидроприводной манипулятор, предус­мотрено место для перевозки транспортера, превентора и инстру­ментов. Рядом с ними располагается катушка с гибкими трубопро­водами, служащими для соединения транспортера с агрегатом.

Последний в рабочем положении на скважине опирается на четыре гидравлических домкрата. Для обслуживания оборудова­ния агрегат имеет удобные лестницы и трапы, позволяющие бе­зопасно перемещаться и работать на нем.

Агрегат, обеспечивающий нагрев и закачивание технологи­ческой жидкости, смонтирован на специализированном авто­шасси с формулой «6×4», конструкция кабины управления ана­логична применяемой в агрегате для работы с колонной непре­рывных труб. Кабина для обслуживающего персонала здесь от­сутствует, а управление узлами агрегата осуществляется со спе­циального пульта, расположенного в средней части установки. На агрегате имеется печь для нагрева технологической жидкости, насос для закачивания ее в колонну непрерывных труб, емкость для хранения, топливные баки и контрольно-измерительная ап­паратура.

Нагретая жидкость подается от насоса к агрегату с КНТ по металлическому трубопроводу, снабженному быстроразборными соединениями.

Кабины управления транспортными базами не только опи­санного оборудования, но и всех других импортных агрегатов хорошо спроектированы. Они удобны при управлении машина­ми в дорожных условиях и обеспечивают достаточный обзор в рабочем положении при установке их на скважинах.

Основным недостатком рассматриваемого комплекса являет­ся ограниченная проходимость, обусловленная, прежде всего, малым диаметром колес шасси.

Для полноты обзора конструкций агрегатов следует отметить, что существуют различные варианты размещения комплекса оборудования на транспортном средстве и его прицепе. Они интересны тем, что кабина оператора располагается в кормовой части за барабаном. При этом оператор имеет хороший обзор устьевого оборудования, однако наблюдение за процессом на­мотки трубы на барабан затруднено.

Использование оригинальных либо изготавливаемых малы­ми сериями шасси приводит к существенному удорожанию аг­регата и оправдано лишь в тех случаях, когда стандартное се­рийное шасси не обеспечивает заданных требований по грузо­подъемности или габаритам. В то же время применение серий­ных образцов, хотя и приводит к удешевлению транспортной базы в 5—7 раз по сравнению с оригинальными конструкциями, создает ряд трудностей при проектировании агрегата. В первую очередь к ним относится обеспечение необходимых транспорт­ных габаритов установки и распределения нагрузки на колеса. Кроме того, приходится планировать мощности, потребляемые отдельными узлами, и режимы их работы в соответствии с мощ­ностью, которую можно отбирать от ходового двигателя.

Как правило, для описываемых агрегатов используют авто­мобильные шасси «КамАЗ» и «УралАЗ», обладающие грузоподъ­емностью не менее 12 т и имеющие достаточно длинную раму. Достаточно широко для монтажа нефтепромыслового оборудо­вания применяются автошасси «КрАЗ». Однако к их отдельным недостаткам в настоящее время прибавилась и сложность по­ставки машин и запасных частей к ним, поскольку завод-изго­товитель находится в ближнем зарубежье.

Наиболее характерными конструкциями с использованием различных решений являются следующие агрегаты: КПРС, из­готавливаемый заводом «Рудгормаш» (рис. 10.47), и «Скорпи­он», выпускаемый заводом «Брянский Арсенал» (рис. 10.48).

Подземный ремонт с применением гибких труб - Бурение нефтяных и газовых скважин

Рис. 10.47. Агрегат КПРС, изготавливаемый заводом «Рудгормаш*, в транспортном положении:

1 — кабина оператора; 2 — укладчик гибкой трубы; 3— барабан с КГТ; 4 — механизм установки транспортера в рабочее положение; 5— направляю­щая луга; 6 — транспортер; 7 — автомобильное шасси; 8- рама агрегата

Подземный ремонт с применением гибких труб - Бурение нефтяных и газовых скважин

Рис. 10.48. Агрегат «Скорпион» в транспортном положении:

1— герметизатор устья; 2 — транспортер; 3— монтажное устройство; 4 — барабан; 5— укладчик КГТ; 6— направляющая дуга; 7— колонна гибких труб; 8 — кабина оператора п транспортном положении; 9— автомобиль­ное шасси; 10— раздаточный редуктор насосов гидропривода; 11— вин­товые насосы для подачи технологической жидкости; 12— рама агрегата

Агрегат КПРС имеет традиционную компоновку. Кабина опе­ратора расположена за кабиной водителя, барабан с колонной непрерывных труб — в средней части шасси, а в кормовой его части — транспортер и устройство для монтажа-демонтажа. В этой конструкции манипулятор для проведения монтажных работ выполнен в виде рычажного механизма, несущего транс­портер.

Кабина управления агрегатом жестко закреплена на раме шасси. Ниже нее располагаются коробка отбора мощности от ходового двигателя и гидропривод.

В рабочем положении агрегата на скважине рессоры задней тележки автошасси разгружаются посредством двух гидравли­ческих домкратов.

Компоновка агрегата «Скорпион» отличается от традицион­ной. В этой конструкции ось барабана для колонны гибких труб расположена вдоль оси автомобильного шасси, кабина операто­ра в транспортном положении размещена за кабиной водителя, но в рабочем положении она поворачивается на кронштейне относительно вертикальной оси. При этом справа от оператора находится устье скважины, а перед лобовым стеклом кабины — барабан с колонной непрерывных труб. Для монтажа транспор­тера на устье скважины используют мачту, в верхней части ко­торой расположена направляющая для непрерывной трубы. Транспортер с герметизатором устья в транспортном положе­нии располагается на мачте.

В кормовой части агрегата имеется емкость для хранения тех­нологической жидкости с теплообменником для подачи пара, а вдоль левого борта (по ходу автомобиля) размещены два винто­вых насоса для нагнетания жидкости. Два последних узла позво­ляют говорить о данном агрегате как о комплексе, обеспечиваю­щем не только перемещение колонны непрерывных труб, но и закачивание технологической жидкости.

В обоих рассмотренных агрегатах ходовой двигатель исполь­зуют в качестве приводного при работе на скважине.

На рис. 10.49 показаны различные компоновки агрегатов, смонтированных на автомобильных шасси.

Монтаж оборудования агрегата на прицепе (типа трейлера) позволяет значительно сократить долю стоимости транспортной базы в общей стоимости агрегата, значительно упростить его компоновку, обеспечить необходимые параметры при меньших весовых и габаритных ограничениях. Подобные решения приме­няют такие фирмы, как Dowell, Newsco Well Service Ltd., «ОКБ БН-КОННАС» (рис. 10.50) [68]. В этом случае привод агрегата осуществляют от двигателя, расположенного на трейлере.

Над устьем скважины устанавливают устройство, обеспечи­вающее принудительное перемещение колонны гибких труб вверх или вниз. В отечественной технической литературе это устрой­ство называют транспортером, а в англоязычной — инжектором или инжекционной головкой.

В агрегатах для работы с колонной гибких труб реализуют обычно два направления оформления узлов крепления транс­портера в рабочем положении.

Первое решение предусматривает использование специаль­ной опоры — пространственной металлоконструкции, которая удерживает транспортер и опирается на грунт четырьмя опор­ными плитами (рис. 10.51, 10.52). Как правило, эту опору снаб­жают растяжками, которые крепят к установленным в грунте якорям.

Подземный ремонт с применением гибких труб - Бурение нефтяных и газовых скважин

Рис. 10.49. Компоновки агрегатов на автомобильных шасси:

Местоположение кабины оператора: а — за кабиной водителя, б — на корме агрегата, в — между барабаном для КНТ и транспортером; 1 — кабина водителя; 2— кабина оператора; 3 — барабан с КНТ; 4— уклад­чик трубы; 5 — транспортер; 6 — механизм установки транспортера в рабочее положение

Подземный ремонт с применением гибких труб - Бурение нефтяных и газовых скважин

Рис. 10.50. Компоновка агрегата на полуприцепе в рабочем положении на скважине:

1 — автомобиль-буксировщик; 2— кабина оператора; 3 — барабан с КГТ;4 — укладчик КГТ;5 — колонна гибких труб; 6 — направляющая дуга; 7 — транспортер; 8 — герметизатор устья; 9 — превентор; 10 — опора транспортера; 11 —оборудование устья скважины; 12 — устье скважины; 13 — насосная установка; 14 — рама агрегата

В ряде конструкций агрегатов транспортер дополнительно удерживается в верхней части посредством монтажного устрой­ства, обеспечивающего его установку. И дополнительное креп­ление в верхней части, и растяжки служат для восприятия гори­зонтальных составляющих усилий при перемещении трубы в периоды спуска или подъема.

Опора транспортера должна иметь достаточную высоту, что­бы обеспечить установку этого узла над фонтанной арматурой, превентором и уплотнительным элементом устья.

Преимущество подобной системы заключается в практичес­ки полной разгрузке устья скважины от поперечных усилий, возникающих при операциях монтажа-демонтажа оборудования и действии агрегата. Это особенно важно при работе с «высоки­ми» устьями, на которых даже незначительные поперечные уси­лия приводят к появлению больших изгибающих моментов, воз­действующих на элементы устьевого оборудования.

Использование опоры транспортера позволяет разгрузить ус­тье от вертикальных сил, обусловленных собственным весом оборудования, и нагрузки от веса колонны гибких труб, спу­щенных в скважину.

Подземный ремонт с применением гибких труб - Бурение нефтяных и газовых скважин

Рис. 10.51. Агрегат «Скорпион» в рабочем положении на скважине:

1 — кабина водителя; 2 — бак гидросистемы агрегата; 3 — барабан с КГТ; 4 — укладчик КНТ; 5 — колонна гибких труб; 6 — направляющая дуга; 7 — монтажное устройство; 8 — транспортер; 9 — опора транспортера; 10— герметизатор устья; 11 — арматура устья скважины; 12— рама агре­гата; 13— емкость для технологической жидкости; 14— кабина операто­ра в рабочем положении (показаны только ее опоры)

К недостаткам следует отнести необходимость хотя и в про­стом, но дополнительном узле — опоре, которую нужно соби­рать и устанавливать на устье скважины перед монтажом транс­портера.

Второе решение предусматривает монтаж транспортера не­посредственно на герметизатор устья (рис. 10.52). В данной кон­струкции агрегата монтаж-демонтаж осуществляют с помощью манипулятора, к которому жестко присоединен транспортер. При работе агрегата штоки гидроцилиндров, перемещающих элементы манипулятора, фиксируются, что обеспечивает жесткую связь транспортера с установкой.

Преимуществом данного технического решения является комплексное использование манипулятора, а недостатком — неизбежность возникновения поперечных сил, воздействующих на устье как при монтаже-демонтаже, так и при работе агрега­та.

Подземный ремонт с применением гибких труб - Бурение нефтяных и газовых скважин

Рис. 10.52. Агрегат КПРС, изготавливаемый заводом «Рудгормаш», в рабочем положении на скважине:

1— кабина оператора; 2 — барабан с КНТ; 3 — укладчик КНТ; 4 — колонна непрерывных труб; 5 — механизм установки транспортера в ра­бочее положение; 6 — направляющая дуга; 7— транспортер; 8 — герме­тизатор устья; 9— превентор; 10 — фонтанная арматура; 11 — устье сква­жины; 12 — автомобильное шасси; 13 — рама агрегата

Последнее обусловлено неизбежной просадкой домкратов, на которые опирается рама агрегата, и низкой жесткостью са­мого манипулятора. Кроме того, на устье скважины передают­ся усилия веса транспортера и колонны труб. На газовых сква­жинах работа с подобным оборудованием из-за возможности разрушения фонтанной арматуры запрещена Госгортехнадзо­ром РФ.

Одним из наиболее ответственных узлов агрегата является транспортер или инжектор. Он должен обеспечивать перемещение колонны непрерывных труб в заданном диапазоне без проскаль­зывания рабочих элементов и повреждений наружной поверхно­сти трубы и ее геометрии. Необходимо, чтобы транспортер при перемещении КНТ и вверх, и вниз работал одинаково надежно.

К настоящему времени сложились два направления в конст­руировании транспортеров — с одной и двумя тяговыми цепя­ми, снабженными плашками, взаимодействующими с колонной гибких труб. Плашки прижимаются к гибкой трубе с помощью гидравлических цилиндров.

Принципиальная схема транспортера с двумя цепями приве­дена на рис. 10.53, а. На корпусе 1 слева и справа от гибкой трубы 3 расположены две двухрядные цепи 5, состоящие из пла­стин 14 и втулок 13. Звенья цепей соединены пальцами 15 и снабжены плашками 16. Плашки расположены между звеньями цепей (рис. 10.53, б). Каждая плашка установлена на двух паль­цах, которые друг с другом соединены «в замок», в результате чего их тыльные поверхности 18 образуют непрерывную плос­кость. Каждая плашка выполнена с возможностью небольшого (порядка 3—5°) углового перемещения относительно одного из пальцев (верхнего) цепи. Это позволяет плашкам проводить са­моустановку рабочей поверхности 17относительно гибкой трубы.

Подземный ремонт с применением гибких труб - Бурение нефтяных и газовых скважин

Рис. 10.53. Принципиальная схема транспорта с двумя цепями

Тыльные поверхности плашек взаимодействуют с роликами 12, которые не более чем по три штуки закреплены в каретках 11. Последние прижимаются к цепи посредством гидравлических цилиндров 10. Жидкость в полости последних поступает от ре­гуляторов давления 6, к которым попарно присоединены ци­линдры, находящиеся слева и справа от гибкой трубы. К регуля­торам давления рабочая жидкость гидропривода поступает от насосной станции 7. Для обеспечения постоянного соотноше­ния усилий прижима плашек диаметры d1—d4гидроцилиндров 10 могут быть различными.

Цепи с плашками перекинуты через звездочки ведущие 2, 4 и направляющие 8, 9. Для обеспечения синхронности перемеще­ния цепей валы ведущих звездочек кинематически связаны син­хронизирующими шестернями (на схеме не показаны). Каждая верхняя звездочка через редуктор соединена с гидравлическим мотором (на схеме не показаны), приводящим ее в действие. Питание гидромоторов осуществляется от насосной станции аг­регата подземного ремонта, в состав которого входит описывае­мое устройство. Конструкция осей, на которых установлены нижние звездочки 8 и 9, предусматривает возможность их вер­тикального перемещения с помощью натяжных гидроцилинд­ров (на схеме не показаны).

Характерные размеры каретки, плашки и цепи следующие: расстояния между осями роликов на каретке и между осями ро­ликов соседних кареток равно шагу цепи, а длина рабочей по­верхности плашки меньше или равна шагу цепи.

Работа транспортера для перемещения колонны непрерыв­ных труб агрегата подземного ремонта скважин происходит сле­дующим образом.

При движении трубы 3 гидроцилиндры 10 прижимают карет­ки 11 с роликами 12 к тыльной поверхности 18 плашек 16, а они, в свою очередь, рабочей поверхностью 17 соприкасаются с поверхностью гибкой трубы 3. Крутящий момент от гидромото­ров передается редукторами к ведущим звездочкам 2 и 4, кото­рые обеспечивают перемещение цепей 5 и соединенных с ними плашек в нужном направлении. При движении плашек 16 роли­ки 12 катятся по их тыльной поверхности 18.

Геометрические соотношения размеров плашек и кареток обеспечивают гарантированное приложение нагрузки, создаваемой гидроцилиндром, к какой-либо плашке в любом ее положе­нии. Заданный размер рабочей части плашки исключает дефор­мирование поверхности трубы в периоды вхождения в контакт с плашкой и выхода из него.

При наличии каких-либо дефектов гибкой трубы (например, местное смятие, вспучивание, нарушение правильной геомет­рии) отклоняется от своего нормального положения и плашка, контактирующая с поверхностью трубы в этой зоне.

Необходимый закон изменения тягового усилия по длине контакта плашек с трубой устанавливается регуляторами давле­ния 6 и изменениями диаметров цилиндров 10.

Колонна непрерывных труб или ее часть, не находящаяся в скважине, располагается на барабане, конструкция которого имеет вид цилиндрической бочки, как правило, подкрепленной изнутри ребрами и снабженной по бокам ребордами или ради-ально расположенными стержнями. Если используют последние, то между ними чаще всего натягивают металлическую сетку, исключающую попадание между витками посторонних предме­тов. Барабан вращается на валу, установленном на подшипни­ках качения. Для фиксации «мертвого» конца непрерывных труб, намотанных на барабан, его бочка имеет зажимы. Диаметр после­дней в зависимости от диаметра трубы изменяется от 1,6 до 2 м, а ширина составляет в среднем 1,8—2,5 м. «Мертвый» конец тру­бы соединяется через задвижку, а в ряде случаев и через обрат­ный клапан с каналом, просверленным в валу барабана. У выхо­да из отверстия на торце вала размещают вертлюг, обеспечиваю­щий подачу технологической жидкости от насосов в полость вала и далее в колонну непрерывных труб.

Необходимость установки задвижки обусловлена требовани­ями безопасности — в случае потери герметичности вертлюга или трубопроводов манифольда она обеспечивает герметичность внутренней полости колонны непрерывных труб, находящихся в скважине, и исключает неконтролируемое истечение жидко­сти в окружающее пространство. Наиболее предпочтительной, является конструкция узла с задвижкой, а не с обратным кла­паном, поскольку с ее помощью при возникновении аварийной ситуации можно оперативно управлять процессом и уменье шать гидравлические потери при течении технологической жидкости.

Узел крепления «мертвого» конца трубы, соединительные эле­менты и задвижку располагают во внутренней полости бочки барабана. В некоторых конструкциях там же размещают и при­вод барабана — гидромотор и редуктор.

Конструкция барабана, которую в том или ином виде приме­няют для большинства агрегатов, приведена на рис. 10.54 [68].

Подземный ремонт с применением гибких труб - Бурение нефтяных и газовых скважин

Рис. 10.54. Конструкция барабана для хранения колонны непрерывных труб:

1— траверса; 2 — катушка для намотки КНТ; 3 — механизм укладчика; 4 — подвижная каретка укладчика; 5 — стопор катушки; 6 — рама; 7 — фиксатор; 8— привод катушки; 9— трансмиссия; 10— крышка опоры подшипника; 11— привод механизма укладчика

В комплект барабана для непреывной трубы входит и ее ук­ладчик — устройство для обеспечения ровной укладки витков трубы при ее разматывании и наматывании (рис. 10.55). В насто­ящее время общепринято монтировать укладчик в виде двухза-ходного винта, перемещающего каретку по направляющим. Че­рез нее пропускается непрерывная труба, наматываемая на бара­бан. Винт приводится в действие от вала барабана посредством цепной передачи.

Подземный ремонт с применением гибких труб - Бурение нефтяных и газовых скважин

Рис. 10.55. Конструкция укладчика непрерывной трубы на барабан:

1— реборда барабана; 2 — тра­верса; 3 — катушка для намотки КНТ; 4— рама; 5— каретка ук­ладчика трубы; 6 — двухзаходный винт

Ролики каретки, направляющие гибкую трубу, соединяют­ся гибким тросом со счет­чиком, регистрирующим глубину ее спуска. Специ­алисты некоторых фирм считают необходимым дуб­лирование счетчиков, уста­навливая один непосред­ственно на каретке, а вто­рой — в кабине оператора. Узел, в который входит барабан, может быть не­подвижно закреплен на раме агрегата или иметь вертикальную ось, позволя­ющую ему поворачиваться с небольшими отклонени­ями (15—20°), что приводит к снижению нагрузки на элементы агрегата при разматывании или наматывании витков трубы, на­ходящихся у реборд барабана. Однако в этом случае усложняются конструкции и рамы, и узла барабана.

10.6.6.4. Оборудование устья скважин при работес КНТ

Оборудование устья скважины при проведении работ с ис­пользованием колонны непрерывных труб содержит (рис. 10.56) эксплуатационную арматуру, используемую на данной скважи­не. Это может быть фонтанная арматура, эксплуатационная ар­матура установки электроцентробежного насоса, арматура на гнетательной скважины, штанговая скважинная установка с эк­сцентричной шайбой.

Подземный ремонт с применением гибких труб - Бурение нефтяных и газовых скважин

Рис. 10.56. Оборудование устья скважины при проведении работ с использованием колонны непрерывных труб:

1 — каретка; 2 — КНТ; 3 — напра&пяющая; 4 — креп­ление КНТ; 5— инжектор; б— полый вал барабана; 7 — барабан с КНТ; 8 — герметизатор; 9 — секция превентора, перекрывающая; 10 — секция превентора, перерезывающая; 11 — секция превентора, удер­живающая; 12— секция превентора, герметизирую­щая КНТ; 13 — выкид из колонны НКТ; 14 — выкид затрубного пространства

В первых трех случаях на фланце верхней стволовой задвиж­ки монтируют четырехсекционный превентор, входящий в со­став комплекса оборудования для проведения подземного ре­монта. Превентор должен обеспечивать свободный пропуск ко­лонны гибких труб в скважину. При возникновении аварийной ситуации он либо герметизирует полость колонны насосно-ком-прессорных труб, в которую спущена гибкая труба, либо удер­живает последнюю в подвешенном состоянии, либо перерезает ее, либо перекрывает поперечное сечение скважины.

Практически во всех применяемых в настоящее время комп­лексах оборудования используют плашечные превенторы с механическим или гидравлическим приводом. При этом конструк­ции исполнительной части превенторов — корпуса и плашки — практически идентичны.

Предпочтительнее применять превенторы с гидравлическим приводом, поскольку ручное управление штурвалами бывает зат­руднено при высокой эксплуатационной устьевой арматуре. Не­редки случаи, когда верхний фланец последней для нефтяной скважины находится на высоте 1,5—2 м, а газовой — на высоте 3-4 м.

На верхнем фланце превентора монтируют герметизатор. Он служит для обеспечения герметичности полости колонны насосно-компрессорных или эксплуатационных труб при рабо­те с КНТ в штатной ситуации.

Обычно герметизатор колонны гибких труб содержит уплот-нительный элемент, через который пропущена труба. Степень обжатия ее уплотнительным элементом определяется давлени­ем рабочей жидкости гидропривода, подаваемой в его цилиндр. В процессе работы в зависимости от положения штока цилинд­ра гидропривода уплотнительный элемент может обеспечивать или гарантированный зазор, или плотное прижатие к поверхно­сти трубы. В некоторых конструкциях в результате силы трения, возникающей на поверхности контакта трубы с уплотнитель­ным элементом, труба может удерживаться на весу.

Непосредственно на устье скважины и над ним устанавли­вают оборудование, обеспечивающее выполнение работ с ко­лонной непрерывных труб при соблюдении правил безопасности. К этим устройствам относятся превентор, герметизатор устья скважины, транспортер с направляющей дугой и его основание.

Назначение превентора — это обеспечение безопасности в процессе ведения работ при возникновении нештатных ситуа­ций. Под последними подразумевают аварийную потерю рабо­тоспособности основных устройств агрегата — транспортера и герметизатора, а также внезапные проявления скважины — выб­росы и фонтанирование.

Превентор должен включать секции, которые позволяют удер­живать колонну непрерывных труб, перерезать ее, обеспечивать герметизацию полости скважины по всему ее поперечному сече­нию и при обжатии непрерывной трубы плашками. Для этого применяют четырехсекционные превенторы, включающие секции с клиновыми захватами трубы, обжимающими последнюю, и секцию со срезающими и глухими плашками.

При малой вероятности использования превентора, можно при­менять конструкцию с ручным приводом плашек. Однако исполь­зование комбинированных приводов — ручного и гидравличес­кого — позволяет повысить скорость управления превентором.

Под превентором устанавливают тройник, обеспечивающий закачку технологической жидкости в кольцевое пространство между колоннамм КНТ и НКТ (или эксплуатационной колон­ной). Этот же тройник используют для отвода отработанной жидкости.

Основное назначение герметизатора — это изоляция внут­ренней полости скважины и колонны лифтовых труб от внеш­ней среды. При этом в изолируемых полостях могут находиться под давлением 16—20 МПа продукция скважины (нефть, газ, вода), технологическая жидкость, используемая при обработке скважины (соляной раствор, жидкость на нефтяной основе, ра­створы кислот), а также твердые включения (песок, окалина, частицы парафина). В процессе работы комплекса оборудова­ния при выполнении технологических операций в скважине и спуске или подъеме трубы КНТ могут перемещается со скорос­тью от 0,01 до 1 м/с. В любом случае герметизатор должен ис­ключать утечки в зазоре между его корпусом и поверхностью непрерывных труб.

Кроме того, герметизатор устья служит для пропуска в по­лость скважины инструментов и приборов, наружный диаметр которых может превышать наружный диаметр непрерывной трубы в 1,2—1,5 раза.

Важным требованием является надежная работа уплотнитель­ного элемента, в частности, обеспечение его работоспособности как при штатном режиме функционирования агрегата, так и при отказе или остановке каких-либо систем, например, при вне­запной остановке приводного двигателя и последующей паузе при его запуске (или ремонте).

С учетом всех перечисленных требований герметизатор вы­полняют в виде контактного уплотнения с использованием уп­лотнительного элемента из эластомера. Материалом для изго­товления герметизатора служит маслобензоизносостойкая рези­на или полиуретан. Уплотнение осуществляют с принудительным поджимом к уплотняемой поверхности, для чего использу­ют гидравлический привод, которым управляют из кабины опе­ратора агрегата.

Подземный ремонт с применением гибких труб - Бурение нефтяных и газовых скважин

Рис. 10.57. Схема герметизатора устья с осевым расположением приводного цилиндра

Один из вариантов схемы герметизатора приведен на рис. 10.57 [68]. Он включает корпус 7, в нижней части которого располо­жен уплотнительный элемент 6. Выше него находится привод­ной гидроцилиндр 4 диаметром D полый шток 3 которого пере­мещается поршнем 2.

Колонна нерерывных труб 1 проходит через полый шток 3, центрируется направляющей втулкой 5 и взаимодействует с уплотнительным элементом. Для установки нового и извлечения изношенного уплотнительного элемента в нижней части корпу­са предусмотрен затвор 8, поло­жение которого относительно корпуса фиксируется посред­ством упорной резьбы или байонетного соединения. Для креп­ления герметизатора на превен-торе имеется фланец 9.

Описанная конструкция гер­метизатора наиболее проста и надежна, но имеет недостатки — значительные осевые габариты и масса.

При необходимости повышения герметизирующей способно­сти уплотнительного элемента в процессе его работы в полости А увеличивают давление рабочей жидкости гидропривода, а для разгрузки уплотнительного элемента последнее или уменьшают в полости А, или увеличивают в полости В. При этом уплотни­тельный элемент может быть полностью разгружен, и между ним и наружной поверхностью гибкой трубы образуется зазор.

В процессе работы в кольцевом пространство С между гиб­кои грубой и полым штоком накапливается технологическая жидкость. проникающая туда из полости скважины. При пере­мещении колонны гибких труб вниз необходимо следить зa тем, чтобы эта жидкость постоянно там находилась, обеспечивая смазку поверхности трубы, взаимодействующей с уплотнением. Не­выполнение этого условия приведет к тому, что уплотнительный элемент начнет гореть и и интенсивно изнашиваться.

Приводной гидроцилиндр должен иметь определенный запас хода, который в процессе рабты позволяет сжимать, изношен-ный уплотнительный элемент, обеспечивая сохранение работоспособности всего узла в целом. .Этот запac хода дает возможность, также выталкивать из корпуса изношенный уплотнительный элемент при его замене, это облегчает и ускоряет проведе­ние ремонтных работ в промысловых условиях.

Меньшей массой и меньшими осевыми габаритами обладают герметизаторы с радиальным расположением приводных цилин­дров (рис. 10.58). При использовании подобной схемы усилие прижима уплотнительного элемента обеспечивается нескольки­ми поршнями (плунжерами), размещенными в боковой поверх­ности корпуса. Недостатком подобной конструкции является то, что равномерное прижатие уплотнительного элемента к поверхности гибкой трубы начинает обеспечиваться при сравнительно высоких давлениях (порядка 5—6 МПа) Это обусловлено тем, что уплотнительный элемент, расположенный в замкнутом объеме корпуса, только в этих случаях ведет себя подобно жидкости. При меньших давлениях он работает как упругое тело, подчиня­ющееся закону Гука. Поэтому при высоких давлениях уплотня­емой среды в полости скважины обеспечивается равномерное изнашивание по всей длине уплотнительного элемента, а при малых — неравномерное, в основном в средней его части.

Подземный ремонт с применением гибких труб - Бурение нефтяных и газовых скважин

Рис. 10.58. Схема герметизатора устья с радиальным расположением приводных цилиндров

1 – корпус герметизатора устья, 2 – цилиндр, 3 – плунжер, 4 – колонна труб

§

Все исполнительные органы агрегатов для работы с КНТ снаб­жены объемным гидроприводом. Его применение позволяет наи­лучшим образом разместить все навесное оборудование на авто­мобильном шасси и организовать его необходимое энергоснаб­жение.

Гидравлический привод агрегата состоит из

— насосной установки;

— гидропривода монтажного оборудования;

— гидропривода лебедки;

— гидропривода транспортера

— гидропривода регулироваиия скорости транспортера;

— гидропривода механизма прижима плашек транспортера;

— гидропривода механизма натяжения цепей транспортера;

— гидропривода привода уплотнительного элемента;

— гидропривода управления механизмами транспортера и уплотнитель­но­го элемента;

— гидропривода датчика нагрузки;

— гидропривода винтовых насосов.

Насосная установка состоит из группы объемных насосов. приводимых в действие через раздаточный редуктор и коробку отбора мощности автомобильного шасси, на котором смонтиро-ван агрегат. Насосы расположены на силовом агрегате автомо­бильного шасси. В рабочем положении агрегата насосы перека­чивают жидкость из бака и направляют ее либо к соответствую­щим исполнительным органам, либо обратно в бак (т.е. работа­ют вхолостую)

Для принудительною охлаждения бака и масла в нем служит вентилятор, приводимый в действие гидромотором, управление которым осуществляется распределителем с электроприводом. Первичный прибор — датчик термометра установлен но всасы­вающем коллекторе силовых насосов и фиксирует температуру рабочей жидкости гидропривода, поступающей на их прием. Включение (выключение) привода вентилятора осуществляется iиз кабины оператора, в зависимости от показаний термометра и погодных условий.

Для приведения агрегата в рабочее состояние при его развер­тывании на скважине и, наоборот, в транспортное положение при сворачивании служит комплекс исполнительных гидроци­линдров, которые используются в качестве домкратов, для выд­вижения кабины водителя; для обеспечения привод талевой си­стемы, для выдвижения мачты.

Для исключения самопроизвольного перемещения штоков домкратов в случае аварийного разрушения трубопроводов или иных внештатных ситуаций гидроцилиндры снабжены гидрав­лическими замками. Скорость движения их поршней вверх ре­гулируют дроссели, параллельно которым установлены обрат­ные клапаны. С их помощью осуществляется перемещение што­ков цилиндров вниз при установке агрегата в рабочее положе­ние и быстрое вверх при его свертывании.

Лебедка обеспечивает наматывание и разматывание гибкой трубы в процессе выполнения спускоподъемных операций. Для привода барабана лебедки (рис. 10.59) [68] используется гидро­мотор М2, который через планетарный редуктор вращает вал барабана. Для принудительного перемещения укладчика трубы применяется гидромотор М3, а выключение муфты сцепления механизма, синхронизирующего вращение барабана и механиз­ма укладки, осуществляется цилиндром Ц22. Оба гидромотора М2 и МЗ имеют реверсивное исполнение.

Частота вращения барабана лебедки изменяется с помощью на­стройки регулятора расхода РП1. Для «подтормаживания» барабана при сматывании с него непрерывной трубы (с целью обеспечения постоянного натяжения трубы, намотанной на барабан) служит пре­дохранительный клапан КП7. Он включен последовательно с дрос­селем ДР9 (с установленным параллельно ему обратным клапаном) и распределителем Р15. Вращение барабана в направлении наматы­вания трубы обеспечивается распределителем РЗ. При работе в ре­жиме разматывания трубы включается распределитель Р15 (напря­жение подается на его нижнюю обмотку). Его вал при приложении крутящего момента в результате натяжения разматываемой трубы начинает вращаться только тогда, когда давление достигает величи­ны, на которую отрегулирован предохранительный клапан КП7.

Для исключения самопроизвольного вращения вала барабана служит гидравлический замок ЗМ5. В противном случае труба, намотанная на барабан, из-за наличия упругих деформаций стремится самопроизвольно размотаться, что приводит к смещению регулярной укладки витков и повреждению трубы при наматы­вании и разматывании.

Подземный ремонт с применением гибких труб - Бурение нефтяных и газовых скважин

Рис. 10.59. Гидропривод лебедки барабана для намотки непрерывной трубы

Для принудительного перемещения трубоукладчика и изме­нения направления его перемещения предназначен распредели­тель Р4 с электромагнитным управлением. Дроссели ДР10 и ДР11 служат для регулирования скорости перемещения трубоуклад­чика, а клапан ЧК, соединенный с цилиндром Ц22, обеспечива­ет отключение муфты сцепления.

Питание исполнительных органов гидропривода лебедки осу­ществляется насосом НА2.

Привод цепей транспортера для перемещения гибкой трубы при ее спуске или подъеме из скважины (рис. 10.60) обеспечивается двумя реверсивными гидромоторами М4 и М5, для иден­тичного вращения которых имеется синхронизирующая шесте­ренчатая передача.

Подземный ремонт с применением гибких труб - Бурение нефтяных и газовых скважин

Рис. 10.60. Гидропривод транспортера

Для предотвращения самопроизвольного перемещения цепей транспортера вниз служит тормозной клапан КТ. Включение и изменение направления вращения гидромоторов осуществляет­ся двумя параллельно включенными распределителями Р6 и Р7 с электрогидравлическим управлением, которое принято для по­вышения надежности их работы в условиях низких температур окружающего воздуха.

Для соединения шлангов гидросистемы транспортера с тру­бопроводами гидросистемы агрегата использованы гидравличес­кие разъемы РГ2, РГЗ, РГ10, РГ11.

Питание исполнительных органов гидропривода транспорте­ра осуществляется насосами НАЗ и НА4 через систему регули­рования скорости транспортера.

Для обеспечения регулирования в широком диапазоне ско­ростей перемещения колонны гибких труб и приемлемых энер­гетических показателей агрегата применяют систему регулиро­вания скорости.

При перемещении колонны гибких труб во время выполне­ния спускоподъемных операций (высокая скорость) для пита­ния гидромоторов используется насос большой подачи. Подача рабочей жидкости от него к гидромоторам осуществляется дву­мя параллельно включенными распределителями с электрогид­равлическим управлением.

Для кратковременного регулирования скорости перемещения трубы применяется регулятор подачи, однако длительная его эксплуатация при работе транспортера от насоса будет приво­дить к перегреву гидросистемы.

При перемещении колонны гибких труб во время выполнения операций по размыву пробки или «растеплению» колонны (низ­кая скорость) для питания гидромоторов используется насос с малой подачей. Он питает гидромоторы через редукционный кла­пан. Распределитель направляет рабочую жидкость от редукцион­ного клапана через обратный клапан на вход регулятора подачи.

Подземный ремонт с применением гибких труб - Бурение нефтяных и газовых скважин

Рис. 10.61. Гидропривод механизма прижима плашек транспортера

Таким образом, плавное регулирование скорости перемеще­ния гибкой трубы осуществляется регулятором подачи, а ступен­чатое — включением распре­делителей. Плавное регули­рование скорости перемеще­ния трубы может быть обес­печено применением регули­руемых насосов и моторов.

Для регулирования уси­лия прижима плашек транс­портера к гибкой трубе (рис. 10.61) служат гидроци­линдры Ц12—Ц21, располо­женные равномерно по вы­соте транспортера. Все они соединены параллельно. Для отключения отдельных цилиндров от гидросистемы в случае их аварийного выхода из строя они снабжены кранами ВН4—ВН23.

Для регулирования натяжения цепей служат гидроцилиндры, включенные параллельно и обеспечивающие перемещение ва­лов нижних звездочек транспортера.

Гидропривод регулирования усилия прижима плашек транс­портера к гибкой трубе может иметь пневматический аккумуля­тора, который содержит запас рабочей жидкости гидросистемы, расходуемый в случае внезапной остановки приводного двигате­ля агрегата. Уход жидкости из аккумулятора к другим узлам, кроме цилиндров прижима, натяжения цепей или герметизато­ра, исключается за счет использования обратного клапана.

§

Противовыбросовое оборудование предназначено для гермети­зации устья нефтяных и газовых скважин с целью предупреждения выбросов и открытых фонтанов. При помощи этого оборудования можно быстро и надежно герметизировать устье скважины при наличии и отсутствии в ней колонны труб; осущес.ьить расхажи-вание и проворачивание колонны труб при герметизированном ус­тье для предотвращения прихвата; создать циркуляцию раствора с противодавлением на пласт; закачать раствор в пласт насосами или насосными агрегатами и осуществить срочную разрядку скважины.

Оборудование различают по применению в зонах с умерен­ным и холодным климатом, а также по добываемой жидкости — с некоррозионной средой и с содержанием H2S и СО2 до 6% по объему каждого компонента.

При капитальном ремонте скважин применяют Оборудова­ние Противовыбросовое (ОП) [56].

Оборудование противовыбросовое ОП1а-180х35 состоит из стволовой части, манифольда МПБА-80х35 и гидравлического управления типа ГУПЮОБр-1.

Подземный ремонт с применением гибких труб - Бурение нефтяных и газовых скважин

Рис. 10.62. Схема оборудования ОП1а-180×35:

1— установка гидравлического управления; 2 — надпревенторная катуш­ка; 3 — плашечный превентор; 4 — блок дросселирования; 5 — катушка; 6— крестовина; 7— напорная труба; 8—задвижка с гидроприводом; 9 — блок глушения. Линия: 1— глушения; II — дросселирования

Стволовая часть (рис. 10.62) включает в себя плашечные пре-венторы ПП 180×35 и крестовину. Плашечные превенторы предназначены для установки сменных плашек под трубы диамет­ром 60—114 мм, расхаживания в пределах гладкой части колон­ны труб, удержания плашками колонны труб и фиксация пла­шек в закрытом положении в случае отключения или выхода из строя гидравлического управления.

Манифольд обеспечивает глушение и разрядку скважины, замещение раствора, промывку и создание противодавления на пласт.

Основные элементы манифольда смонтированы на отдель­ных транспортабельных блоках.

Технические характеристики этого оборудования приведены ниже.

Условный проход:

стволовой части мм:……………………………………………………..180

манифольда и боковых стволов стволовой

части крестовины…………………………………………………………..80

Давление, МПа:

рабочее………………………………………………………………………….35

пробное…………………………………………………………………………70

Тип основного привода…………….Дистанционный гидравлический

Условный диаметр уплотняемых труб, мм……………………33—127

Нагрузка на плашки плашечного превентора, кН:

от массы колонны………………………………………………………..900

выталкивающая……………………………………………………………280

Скважинная среда…………………………Некоррозионная (нефть, газ,

газоконденсат, промывочная жидкость, вода и их смеси)

Температура скважинной среды, “С, не более…………………….150

Масса полного комплекта, кг……………………………………….. 12 880

Оборудование противовыбросовое ОПК-180х35К2 состоит из стволовой части, манифольда МПБ2-8Ох35К2 и гидравлическо­го управления типа СН6.

Стволовая часть включает в себя универсальный превентор ПУ1-180х35К2, плашечный превентор ПП-180х35К2 и кресто­вину (рис. 10.63).

Подземный ремонт с применением гибких труб - Бурение нефтяных и газовых скважин

Рис. 10.63. Схема оборудования ОПК-180х35К2:

1— блок глушения; 2— крестовина; 3— превентор универсальный; 4 — превентор плашечный; 5 — колонная головка; 6 — блок дросселирова­ния; 7— пульт управления дросселем. Линия: 1— глушения; 11—дроссе­лирования

Универсальный превентор обеспечивает герметизацию устья скважины вокруг части колонны труб, а также при отсутствии труб в скважине, расхаживание и проворачивание колонны труб, протаскивание замковых соединений, имеющих специальные фаски.

Плашечный превентор предназначен для установки сменных плашек под трубы диаметром 60—114 мм, расхаживания в пре­делах гладкой части колонны труб и фиксации плашек в закры­том положении в случае отключения или выхода из строя гид­равлического управления.

Манифольд обеспечивает глушение и разрядку скважины, замещение раствора, промывку и создание противодавления на пласт.

Основные элементы манифольда смонтированы на отдель­ных транспортабельных блоках.

Технические характеристики оборудования приведены ниже.

Условный проход, мм:

стволовой части……………………………………………………………180

манифольда и боковых отводов

стволовой части крестовины…………………………………………..80

Давление, МПа:

рабочее………………………………………………………………………….35

пробное…………………………………………………………………………70

Тип основного привода…………….Дистанционный гидравлический

Условный диаметр уплотняемых труб, мм………….60; 73; 89; 114

Нагрузка на плашки плашечного превентора, кН:

от массы колонны………………………………………………………..900

выталкивающая……………………………………………………………280

Скважинная среда……………………Коррозионная (нефть, газ, газоконденсат,

промывочная жидкость и их смеси с содержанием

Н2S и СО2 до 6 % (по объему)

Температура скважинной среды, °С, не более…………………….100

Масса комплекта, кг…………………………………………………….. 13 960

Превентор одна из основных частей противовыбросового обо­рудования. Плашечные превенторы используются в нем всегда. В свою очередь плашечные превенторы могут быть с ручным ППР156×320 или гидравлическим ППГ 156×320 приводом.

Конструкция основных деталей и узлов ППР корпуса, кры­шек, плашек аналогична конструкции превентора ППГ, отлича­ется от него типом привода плашек.

Превентор ППР (рис. 10.64) состоит из корпуса 7, крышки корпуса 2 и плашек 5.

Корпус — стальная отливка коробчатого сечения с вертикаль­ным проходным отверстием круглого сечения и сквозной пря­моугольной горизонтальной полостью, в которой расположены плашки. Прямоугольная полость корпуса с обеих сторон закры­та крышками. Плашки разъемные состоят из корпуса с установ­ленными в нем сменными вкладышами и резиновыми уплотне­ниями.

В превенторе ППР плашка 5 перемещается при помощи расположенных в крышке 2 корпуса 1винта 4 и штока 3, об­разующих две телескопические винтовые пары (с резьбами разных направлений), которые приводятся во вращение от бокового приводного вала 8 и двух цепных передач, установ­ленных снаружи превентора. На одном конце бокового при­водного вала надеты вилка б и крестовина 7 карданного сочле­нения для присоединения к электрическому или ручному уп­равлению.

Подземный ремонт с применением гибких труб - Бурение нефтяных и газовых скважин

Рис. 10.64. Превентор плашечный

Трубные плашки закрывают превентор при наличии в сква­жине колонны труб, глухие плашки перекрывают скважину при их отсутствии. Специальные треугольные выступы на вклады­шах трубных плашек обеспечивают принудительное центриро­вание колонны труб при закрывании превентора.

§

Диаметр проходного отверстия, мм…………………………………..156

Давление рабочее, МПа……………………………………………………..32

пробное……………………………………………………………….64

Условные диаметры

уплотняемой трубы, мм……………………………..60; 73; 89; 102; 114

Габаритные размеры, мм

ППГ 156×320………………………………………………..1785x620x290

ППР 156×320………………………………………………..1150x670x290

Масса, кг (соответственно)………………………………………640 и 618

Обозначение превентора состоит из букв ПП, обозначающих превентор плашечный, затем идет обозначение системы управ­ления: Г — гидравлическое и Р — ручное. Далее ставится число, обозначающее диаметр проходного отверстия в мм и затем ра­бочее давление в МПа, умноженное на 10.

Превентор плашечный ППР-180 выпускается на рабочее дав­ление 14, 21 и 35 МПа [12]. Превенторы имеют цельнокованые корпуса из высоколегированной стали высокой прочности оди­нарный или сдвоенный моноблочной конструкции. Одинарная конструкция означает, что в корпусе имеется одна пара пла­шек. Чтобы перекрыть ствол другими плашками, например глухими, необходимо монтировать еще один превентор. В слу­чае со сдвоенной моноблочной конструкцией, в корпусе име­ется две пары плашек. Это позволяет сократить время на мон­таж и демонтаж превентора и сокращает вертикальный габа­рит, а, следовательно, и высоту пола агрегата при работе с превенторами.

В современных конструкциях корпуса предусмотрено прове­дение смены плашек превентора, не разбирая его. Для обеспече­ния работы плашек превентора при минусовых температурах окружающей среды в корпусах предусмотрены каналы для теп­лоносителя. Отверстия под манифольд расположены ниже пла­шек для беспрепятственного движения, жидкости. Необходимо отметить, что превентора с гидравлическим управлением имеют возможность закрывания плашек вручную, при отсутствии уп­равляющего давления.

Технические характеристики

Условный проход, мм…………………………………………………………………. 180

Рабочее давление, МПа………………………………………………………. 14, 21, 35

Диаметры уплотняемых труб

по ГОСТ 633-80, мм………………………. 42,48,60, 73, 89,102, 114, 127, 140

и глухие плашки при отсутствии колонных труб

Привод…………………………………………………….. Ручной или гидравлический

Исполнение корпуса…………………………………….. Одинарный или двойной;

с нижним фланцем или без него;

с боковыми отводами для присоединения

манифольда противо-выбросового оборудования или без них

Скважинная среда:

для обычного и холодостойкого

исполнения (хл)……………………………………………………… Некоррозионная

(нефть, газ, газоконденсат,

содержащий мехпримесей до 25 мг/л

и с суммарным содержанием H2S

и С02 до 0,5%, пластовой воды до 90% по объему)

для коррозионного

исполнения (К2, КЗ)………………………………………………….. Коррозионная

(нефть, газ, газоконденсат, пластовая вода

с содержанием мехпримесей до 25 мг/л

и суммарным содержанием H2S и С02

от 6 до 25% по объему каждого)

Температура проводимой среды на устье скважины, °С до……………. 100

Кроме того, необходимо отметить, что в конструкциях пре-венторов предусмотрен контроль открытого и закрытого поло­жения уплотнителей, центрирование охватываемой трубы при закрывании превентора, расхаживание труб между муфтовыми и замковыми соединениями, возможность подвешивания даже колонны бурильных труб длиной, равной проектной глубины скважины. Все это облегчает проведение любых необходимых работ с превенторами на скважине.

Универсальный превентор позволяет герметизировать любую часть колонны труб, проводить расхаживание, проворачивание (на гладкой части трубы), протаскивание замковых и муфтовых соединений при герметизированном устье, а также перекрывать скважину в случае отсутствия в ней колонны труб.

Принципиальное устройство универсального превентора по­казано на рис 10.65. Основные детали превентора — корпус 4, крышка 7, уплотнитель 3, плунжер 6, втулка 8, манжеты 5, 7, 9 и уплотнение 2 крышки.

Подземный ремонт с применением гибких труб - Бурение нефтяных и газовых скважин

Рис. 10.65. Превентор универсальный

Корпус и крышка представляют собой стальные литые или ко­ваные детали, соединенные при помощи прямоугольной резьбы.

На боковой поверхности корпуса предусмотрены отверстия для подвода жидкости от установки гидравлического управле­ния и ушки для подъема превентора и крепления его на устье скважины.

Уплотнитель 3 — массивное резиновое кольцо, армирован­ное металлическими вставками, придающими уплотнителю же­сткость и предохраняющими от вытекания резины в процессе эксплуатации.

Плунжер 6 — ступенчатой формы с центральным конусным отверстием, в котором установлен уплотнитель.

Плунжер, корпус и крышка образуют в превенторе две гид­равлические камеры, изолированные манжетами. Эти камеры через отверстия в корпусе соединены с установкой гидравличес­кого управления. Нижняя (запорная) камера предназначена для закрывания превентора, а верхняя (распорная) — для его откры­вания.

При нагнетании масла под давлением в запорную камеру плун­жер движется вверх, обжимает уплотнитель, резиновое кольцо и вставки, которые перемешаются при этом к центру скважины и герметизируют любую часть колонны, оказавшуюся в зоне уп­лотнителя, или перекрывают скважину при отсутствии в ней колонны труб.

При нагнетании масла в распорную камеру закрытого пре­вентора плунжер из верхнего положения перемещается вниз, вытесняя жидкость из запорной камеры в сливную линию гид­равлического управления. Уплотнитель при этом разжимается и принимает первоначальную форму.

Управление превентором — дистанционное гидравлическое. Для работы в зимнее время превентор оснашен камерой обогрева 10.

Существует, так же, противовыбросовое оборудование ОП5С156×21 [12]. В него входят: превентор универсальный; пре­вентор плашечный одинарный или сдвоенный; станция управ­ления; манифольд. Превентор плашечный комплектуется плаш­ками: глухими и трубными.

Условный проход, мм………………………………………………………….156

Рабочее давление, МПа………………………………………………………..21

Коррозионностойкое исполнение по ГОСТ 13846-89……………К2

Входящий с состав оборудования

превентор универсальный ПУГ 156×21 имеет

условный проход, мм…………………………………………………………..156

рабочее давление, МПа………………………………………………………..21

Коррозионностойкое исполнение по ГОСТ 13846-89……………К1

На это же давление выпускается ОП5С180х21, имеющее ана­логичную конструкцию оборудования, но с условным проходом 180 мм. Наличие универсального превентора в противовыбросовом оборудовании расширяет диапазон выполняемых работ при ремонте скважин.

РОТОРЫ

Роторы, как уже говорилось ранее, используются в установ­ках для капитального ремонта скважин. Они имеют конструк­цию аналогичную буровым роторам. Рассмотрим типовую схему ротора Р-360 [59].

Ротор Р360 (рис. 10.66) состоит из конической зубчатой пары, разметенной в корпусе жесткой конструкции из стального ли­тья. Ведущая шестерня пары установлена на конце приводного вала на шпоночном соединении. Вал установлен в корпусе на двух подшипниках качения. На противоположном конце вала консольно на шлицах посажена приводная звездочка цепной передачи.

Подземный ремонт с применением гибких труб - Бурение нефтяных и газовых скважин

Рис. 10.66. Ротор Р360-ШНМ:

1 – вспомогательная опора; 2 — основная опора; 3 — кожух стола; 4 — зубчатый венец; 5— вкладыши-зажимы; 6— стол; 7— корпус; 8— ведущий вал; 9 — звездочка

Ротор Р360-Ш14М имеет следующие технические характери­стики:

Наибольшая статическая нагрузка на стол, кН…………………..120

Диаметр проходного отверстия стола, мм…………………………..360

Наибольшая частота вращения стола, об/мин…………………….200

Наибольшая передаваемая мощность, кВт………………………88, 26

Передаточное число зубчатой пары…………………………………..3,29

Габаритные размеры, мм……………………………………1385x925x510

Масса без рамы, кг…………………………………………………………. 1230

Основной и вспомогательные подшипники шариковые, смаз­ка — разбрызгиванием.

Аналогичную конструкцию имеет ротор для ремонта сква­жин РМ-200.

Характеристики

Номинальный диаметр отверстия в стволе ротора, мм………..200

Номинальная грузоподъемность, т……………………………………… 50

Крутящий момент на столе ротора, кНм……………………………. 20

Максимальная частота вращения стола ротора, об/мин………300

Передаточное число зубчатой пары…………………………………. 4,36

Габаритные размеры, мм:

длина………………………………………………………………………… 1760

ширина………………………………………………………………………. 640

высота………………………………………………………………………… 522

Масса, кг………………………………………………………………………… 580

Более интересные конструктивные решения имеет ротор со встроенным клиньевым захватом Р-410 [56].

Ротор со встроенным клиньевым захватом обеспечивает:

— механизированный захват и удержание колонны труб с ди­станционным управлением с пульта;

— захват труб без повреждений, проскальзывания и закли­нивания;

— передачу вращения через постоянно надетый на ведущую трубу зажим, устанавливаемый в клиньевой захват без сня­тия клиньев;

— возможность передачи через клинья реактивного момента и вращения колонны труб на клиньях;

— снижение высоты разъема труб, повышение удобства об­служивания резьбовых соединений за счет нажатия на под­нятые клинья загруженным элеватором;

— предотвращение в аварийных ситуациях падения колонны труб в скважину при своевременном включении клиньев;

— работу без снятия клиньев и вкладышей при применении колонны труб с долотом диаметром до 220 мм;

— возможность полного докрепления резьбовых соединений насосно-компрессорных и обсадных труб за счет зажима трубы клиньями и освобождения муфт для докрепления.

Характеристики

Грузоподъемность, кН……………………………………………………….500

Проходное отверстие стола ротора, мм………………………………410

Наибольший крутящий момент, кНм…………………………………..12

Диаметр захватываемых труб, мм…………………………………60—219

В связи с тем, что ротор требуется не во всех операциях при проведении капитального ремонта, он может транспортировать­ся отдельно. Рассмотрим роторную установку УРК-50 [59], ко­торая состоит из электродвигателя, трехскоростной коробки пе­ремены передач, узла гидрораскрепителя и ротора Р-360, смон­тированных на одной раме. Узел электросборки и пульт управ­ления расположены отдельно. Электродвигатель выполнен во взрывозащищенном исполнении.

Роторная установка обеспечивает работу на скважинах, осна­щенных нестандартными мачтами, или на скважинах, располо­женных в неудобных для работы местах, в частности, на морс­ких основаниях.

Комплектуется ключом КГП (с гидравлическим приводом) для свинчивания и развинчивания бурильных труб и полуавто­матическим спайдером КМУ-02.

Технические характеристики роторной установки УРК-50 при­ведены ниже.

Наибольшая статическая нагрузка на стол, кН…………………1200

Диаметр проходного отверстия стола, мм…………………………..360

Частота вращения стола (с-1) при передаче:

I………………………………………………………………………………….0,33

II………………………………………………………………………………..1,03

III……………………………………………………………………………… 1,63

Мощность привода, кВт………………………………………………………30

Габаритные размеры, мм………………………………..4350x1250x1130

Масса, кг………………………………………………………………………..3200

Роторные установки могут комплектоваться другими типами роторов.

В настоящее время в установках применяют гидравлические роторы. Они имеют ряд преимуществ по сравнению с механи­ческими роторами. А именно:

— имеют меньшие габариты;

— непрерывное регулирование частоты вращения;

— более легкий подвод энергии.

ОАО «Спецмаш» [66] выпускает гидравлические роторы, ко­торыми комплектует свои агрегаты для капитального ремонта.

Диаметр ствола ротора — 200 и 300 мм, крутящий момент — 12 кНм, частота вращения — от 0 до 100 об/мин.

§

Основными видами работ при устранении аварий в сква­жинах являются ловильные, фрезерные и очистные, вспомо­гательные.

В соответствии с видами аварий имеется набор скважинных устройств и инструмента: захватные устройства для бурильных и насосно-компрессорных труб; режущие устройства для очистки ствола скважинным фрезерованием; захватные устройства для извлечения скважинных двигателей, приборов, пакеров, долот и другого оборудования; захватные устройства для штанг, кабе­лей, канатов, проволоки и др.; вспомогательные устройства и инструмент [69].

Захватные устройства в первом случае предназначены для зах­вата и удержания прихваченных и аварийных (после обрыва) НКТ и бурильных труб. К захватным устройствам кабелей и ка-натов относятся удочки, ловители штанг, кабеля и др. По прин­ципу работы захватные устройства для труб бывают врезные, платочные и спиральные.

К врезным инструментамм относятся ловильные метчики и ко локола, к плашечным ловители: труболовки для НКТ. а к спиральным – груболовки и ловители.

Режущие инструменты фрезеры забойные, кольцевые, ком­бинированные, райберы. труборезка и др. В некоторых случаях режущий инструмент комбинируется с захватным устройством (магнитным, нлашечпым и др.).

К вспомогательным инструментам относятся отклонители, фик­саторы муфт обсадных колонн, скваженные гидродомкраты, пау­ки, яссы, металлошламоуловитсли и др.Рассмотрим более под­робно захватные устройства для насосно-компрессорных труб.

Трубные ловители наружного захвата типа ЛТН

Ловители наружною захвата типа ЛТН (рис. 10.67) предназ­начены для захвата и удержания труб за наружную поверхность при подъеме из скважины.

Конструкция ловителей обеспечивает освобождение от ава­рийною объекта в случае невозможности извлечения его, а так­же циркуляцию промывочной жидкости во время проведения аварийных работ.

Ловители выпускаются с правой или левой присоединитель­ной резьбой.

Ловители состоят из трех основных частей: переводника, кор­пуса и воронки. В зависимости от размера захватываемого объекта в ловитель может быть вставлен один из двух комплектов захва­тов; либо спиральный захват со вставкой, либо цанговый захват с калибрующим фрезером. Причем фрезер может быть заменен вставкой.

Стандартный цанговый захват предназначен для захвата длин­ных гладких труб.

Цанговые захваты типа МШ имеют в верхней части внутрен­ний кольцевой бурт и предназначены для захвата муфт и замков.

Подземный ремонт с применением гибких труб - Бурение нефтяных и газовых скважин

Рис. 10.67. Трубные ловители наружного захвата тина ЛТН

Каждый захват работает только со встанкой пли фрезером (для цанговых захватов) своего типоразмера, а диапазон захва­тываемых ими диаметров составляет 3 мм. Захваты выпускаются с шагом 1,5 мм.

Для уплотнения захватываемого объекта могут быть исполь­зованы, как нижние уплотнения устанавливаемые во фрезер или вставку цангового захвата, так и верхние уплотнения, которые используются со спиральным захватом и устанавливаются над ним в корпусе ловителя. Все уплотнения используются только с захватом своего типоразмера.

Ловители могут комплектоваться режущим направлением, ре­жущей воронкой, удлинителями.

Выпускаются варианты ловителей (проходные — с индексом «П» в услов­ном обозначении), позволяющие пропускать сквозь себя аварийные объекты с наружным диаметром, близким к ди­аметру самого ловителя, например, корпуса ЭЦН. Типоразмеры лови гелей представлены н табл. 10.20 [69].

Таблица 10.20

Типо­размер ловителя Макс, захватываемый размер, мм Допус­каемая осе­вая нагрузка, кН
 
Наруж­ный диа­метр, мм Присоедини­тельная резьба по ГОСТ 28487-90
спираль­ным захватом цанго­вым захватом
ЛТН 86/65 З-66
ЛТН 95/79 66,5 З-76
ЛТН 112/87 78.5  
ЛТН 120/96 87,5  
ЛТН 120/96 П  
 
 
 
380*  
 
 
ЛТН 125/103 П 90,5 470*  
ЛТН 138/109 З-88
ЛТН 175/128 З-140
ЛТН197/160 З-147
ЛТН 200/173    
ЛТН 200/179 162,5    

* Значения параметров при использовании ловителя с удлинителем.

Обозначение

В случае использования инструмента с левой резьбой ставит­ся буква Л, а при использовании правой резьбы ничего не ста­вится.

ЛТН 120/96.Ловитель труб наружный с максимальным диа­метром 120 мм, предназначенный для захвата труб с максималь­ным диаметром 96 мм.

ЛТН120/96Л.То же с левой присоединительной резьбой.

ЛТН 120/96Л 73.То же для захвата труб 73 мм.

Захват спиральный 120/90-93.Захват спиральный для ловите­ля ЛТН 120/96, предназначенный для захвата труб диаметром от 90 до 93 мм.

Вставка 120/93.Вставка для захвата спирального 120/90-93.

Захват цанговый 120/62-65.Захват цанговый для ловителя ЛТН 120/96, предназначенный для захвата труб диаметром от 62 до 65 мм.

Захват цанговый 120/МШ22.Захват цанговый супором для ловителя ЛТН 120/96, предназначенный для захвата муфт на­сосных штанг 22 мм.

Захват цанговый 120/Ш22.Захват цанговый для ловителя ЛТН 120/96, предназначенный для захвата насосных штанг 22 мм.

Фрезер 120/62-65.Фрезер для захвата цангового 120/62-65.

Вставка 120/62-65.Вставка для захвата цангового 120/62-65.

Направление режущее 120/89.Направление режущее для ло­вителя ЛТН 120/96 с калибрующим диаметром 89 мм.

Воронка режущая 197/140.Воронка режущая для ловителя ЛТН 197/160 с калибрующим диаметром 140 мм.

Уплотнение верхнее 120/93-96.Уплотнение верхнее для ис­пользования с захватом спиральным 120/93-96 (для ловителей с любым направлением резьбы).

Уплотнение нижнее 120/62-65.Уплотнение нижнее для фре­зера или вставки захвата цангового 120/62-65 (для ловителей слюбым направлением резьбы).

Кольцо резиновое для ловителя ЛТН 120/96.Кольцо резино­вое для ловителя ЛТН120/96.

Удлинитель ЛТН 120/96-1000.Удлинитель для ловителя ЛТН120/96 длиной 1000 мм.

Удлинитель 120/96-1000.

§

Ловители наружного короткого захвата типа ЛТН К (табл. 10.21) предназначены для захвата и удержания за наружную поверх­ность элементов аварийных объектов, которые из-за неболь­шой длины не могут быть захвачены ловителями типа ЛТН.

Таблица 10.21

Ловители наружные типа ЛТНК [69]

Типоразмер
ловителя
Макси­мальный захваты­ваемый размер, мм Допускаемая
осевая нагрузка, кН
Наружный диаметр, мм Присоединительная резьба по ГОСТ 28487-90
ЛТНК 122/103 3-76

Конструкция ловителей (рис. 10.68) обеспечивает освобожде­ние от аварийного объекта при невозможности извлечения его, а также циркуляцию промывочной жидкости при проведении аварийных работ.

Подземный ремонт с применением гибких труб - Бурение нефтяных и газовых скважинПодземный ремонт с применением гибких труб - Бурение нефтяных и газовых скважин

Рис. 10.68. Захват цанговый. Кольцо резиновое

Ловители выпускаются с правой или левой присоединитель­ной резьбой.

Захват цанговый 122/100-103.Захват цанговый для ловителя ЛТНК 122/103, предназначенный для захвата труб диаметром от 100 до 103 мм.

Вставка 122/103.Вставка для ловителя ЛТНК 122/103.

Ловители насосных штанг типа ЛШ и ЛШС

Ловители штанг предназначены для захвата за наружную по­верхность насосных штанг по ГОСТ 13877-80 и их муфт и вы­пускаются двух типов:

— ловители типа ЛШ — цанговые;

— ловители типа ЛШС — с цанговыми и спиральными зах­ватами. Конструкция ловителей (рис. 10.69) позволяет при необходимости освободиться от захваченных штанг непос­редственно в скважине (см. табл. 10.22).

Таблица 10.22

Ловители штанг типа ЛШ и ЛШС

Типоразмер ловителя Наименьший условный диаметр колонны НКТ, в которую может быть спущен ловитель, мм Диапазон захваты­вае­мых диамет­ров, мм Макси­мальный диаметр, мм Присоеди­ни­тельная
резь­ба по ГОСТ 13877-80
Допус­каемая осевая нагрузка, кН
ЛШ 47,5×36 13…36 47,5  
ЛШ 57×43 13…43 Ш22
ЛШ 58,5×46 13…46 58,5  
ЛШ 69×53 13…53 Ш28
ЛШ 71×60 13…60  
ЛШС 55/46 12…46 Ш22

Примеры обозначения:

ЛШ 58,5×46.Ловитель штанг типа ЛШ с наружным диамет­ром 58,5 мм для захвата штанг Ш22 за тело и муфт МШ22.

Цанга 16 для ЛШ 58,5×46.Цанга для захвата штанги ШН16 за тело для ловителя ЛШ 58,5×46.

ЛШС 55/46.Ловитель штанг типа ЛШС с наружным диамет­ром 55 мм, максимальным диаметром захватываемого объекта 46мм.

Захват спиральный 55/42-44.Захват спиральный для ловителя штанг ЛШС55/46 для захвата объектов с наружным диаметром 43 мм.

Захват цанговый 55/46.Захват цанговый для ловителя штанг ЛШС 55/46 для захвата объектов с наружным диаметром 22 мм.

Подземный ремонт с применением гибких труб - Бурение нефтяных и газовых скважинПодземный ремонт с применением гибких труб - Бурение нефтяных и газовых скважин

Рис. 10.69. Ловитель штанг типа ЛШ. Ловитель штанг спиральный типа ЛШС (цанга, пружина)

Колокола ловильные

Колокола ловильные (табл. 10.23, рис. 10.70) выпускаются двух типов:

— типа К, предназначенные для извлечения колоны буриль­ных или насосно-компрессорных труб путем навинчивания на наружную поверхность труб;

— типа КС (сквозные), предназначенные для извлечения ко­лоны бурильных труб за замок, муфту или утяжеленную буриль­ную трубу путем навинчивания на их наружную поверхность.

По специальному заказу колокола могут быть изготовлены с дополнительными конструктивными отличиями от базовых кон­струкций:

— с наружной резьбой для соединения с центрирующими ус­тройствами;

— с воронкой;

— с упорной ловильной резьбой.

Подземный ремонт с применением гибких труб - Бурение нефтяных и газовых скважинПодземный ремонт с применением гибких труб - Бурение нефтяных и газовых скважин

Колокол типа К Колокол типа КС

Рис. 10.70. Конструкции колоколов типов К и КС

Примеры обозначения:

В случае использования инструмента с левой резьбой ставит­ся буква Л, а при использовании правой резьбы ничего не ста­вится.

К 125-103.Колокол типа К с наибольшим и наименьшим диаметрами ловильной резьбы соответственно 125 и 103 мм и правой присоединительной резьбой.

КС-100Л.Колокол типа КС с наибольшим диаметром ло­вильной резьбы 100 мм и левой присоединительной резьбой. В случае необходимости изготовления колоколов с наружным диаметром отличным от базового исполнения в обозначении ко­локола наружный диаметр указывается через дробную черту.

К 98-75/112.Колокол типа К с наибольшим и наименьшим диаметрами ловильной резьбы соответственно 98 и 75 мм, наруж­ным диаметром 112 мм и правой присоединительной резьбой.

Таблица 10.23

Технические характеристики колоколов

Типоразмер колокола Диаметр, мм Присоединительная резьба
ловильной резьбы наибольший наружный к колонне труб
 
к направляющей
наибольший наименьший
К 58-40 3-66 ГОСТ 28487-90 89 ГОСТ 633-80
К 59-40/95 3-76 ГОСТ 28487-90 В 89 ГОСТ 631-75
К 68-50 3-76 ГОСТ 28487-90 В 89 ГОСТ 631-75
К 68-50/87
К 70-52
3-66 ГОСТ 28487-90 3-66 ГОСТ 28487-90
89 ГОСТ 633-80
К 75-47/100 3-76 ГОСТ 28487-90
К 80-55 3-76 ГОСТ 28487-90
К 80-55/114 114,3 3-76 ГОСТ 28487-90
К 82-60 3-76 ГОСТ 28487-90 102ГОСТ 633-80
К 82-60/95 3-76 ГОСТ 28487-90 102 ГОСТ 633-80
К 85-64 3-76 ГОСТ 28487-90 102 ГОСТ 633-80
К 90-70/120 3-76 ГОСТ 28487-90
К 98-75 3-88 ГОСТ 28487-90 В 114 ГОСТ 633-80
К 98-75/112 3-88 ГОСТ 28487-90 В 114 ГОСТ 633-80
К98-75/118
К 100-73
3-88 ГОСТ 28487-90 3-88 ГОСТ 28487-90 В 114 ГОСТ 633-80
В 114 ГОСТ 633-80
К 100-78 3-88 ГОСТ 28487-90 В 114 ГОСТ 633-80
К 103-85 3-88 ГОСТ 28487-90 127 ГОСТ 632-80
К 105-60/118 3-76 ГОСТ 28487-90

§

Ловители труб внутреннего захвата типа ЛТВ (рис. 10.71) предназначены для захвата и удержания труб за внут­реннюю поверхность при подъеме. Конструкция ловителей обеспечивает освобождение от аварийного объекта при невозможности извлечения его из скважины, а также циркуляцию про­мывочной жидкости при проведении аварийных работ.

Ловители выпускаются:

— проходные;

— с переводником;

— проходные, с уплотнением и центратором;

— с уплотнением, центратором и переводником. По специально­му заказу возможно изготовле­ние ловителей ЛТВ 60, ЛТВ 73, ЛТВ 89, удлиненных на 600 мм.

Подземный ремонт с применением гибких труб - Бурение нефтяных и газовых скважинПодземный ремонт с применением гибких труб - Бурение нефтяных и газовых скважин

Рис. 10.71. Конструкции внутренних труболовок

Трубные ловители внутреннего захвата типа ЛТВ-УБТ

Ловители труб внутреннего захвата типа ЛТВ-УБТ (табл. 10.24, рис. 10.72) предназ­начены для захвата и удержания утяжелен­ных бурильных труб за внутреннюю повер­хность при подъеме. Конструкция ловите­лей обеспечивает освобождение от аварий­ного объекта при невозможности извлече­ния его из скважины, а также циркуляцию промывочной жидкости при проведении аварийных работ.

Пример условного обозначения:

ЛТВ-УБТ-146.Ловитель типа ЛТВ-УБТ для захвата УБТ 146.

ЛТВ-УБТ-146Л.То же, левый.

Подземный ремонт с применением гибких труб - Бурение нефтяных и газовых скважин

Ловитель внутреннего захвата типа ЛТВ-УБТ

Рис. 10.72. Внутренняя труболовка типа ЛТВ-УБТ

Таблица 10.24

Технические характеристики ловителей ЛТВ

Параметр ЛТВ-УБТ-146 ЛТВ-УБТ-178 ЛТВ-УБТ-20
Диаметры направления, мм:
наружный
внутренний
 

 

 

Диапазон захватываемых диаметров, мм 66,5…79 76…91,5 78,5…104
Допускаемая осевая нагрузка, кН  
Присоединительная резьба по ГОСТ 28487-90 3-121 3-147 3-171

Труболовки внутренние типа ТВ

Труболовки внутренние типа ТВ (табл. 10.25, рис. 10.73) предназначены для захвата и удер­жания труб за внутреннюю поверхность при подъеме. При проведении работ в скважинах с большими зазорами между стенками сква­жины и аварийными объектами применяются труболовки со специальными переводниками и направлениями.

Примеры условных обозначений:

ТВ 73-95.Труболовка внутренняя с макси­мальным диаметром 95 мм для захвата труб с условным диаметром 73 мм.

ТВ 73-120Л.То же с левой присоедини­тельной резьбой и максимальным диаметром 120 мм.

Плашки ТВ 73-95 для труб диаметром 63— 70 мм.Плашки для труболовки типа ТВ 73-95 для труб диаметром 63—70 мм.

Подземный ремонт с применением гибких труб - Бурение нефтяных и газовых скважин

Труболовка типа ТВ с направлением

Рис. 10.73. Труболовка типа ТВ с направлением-колоколом

Труболовки внутренние освобождающиеся типа ТВМ1

Труболовки внутренние типа ТВМ 1 (табл. 10.26) предназна­чены для захвата и удержания труб за внутреннюю поверхность при подъеме. Конструкция труболовок обеспечивает освобож­дение от аварийного объекта при невозможности извлечения его из скважины.

Таблица 10.25

Техническая характеристика труболовок типа ТВ

Типоразмер трубловки Наружный диаметр, мм Диапазон захватываемых диаметров, мм Допускаемая осевая нагрузка, кН Присоединительная резьба по ГОСТ 28487-90
переводника направления
ТВ 48-80 39.. .43 3-66
ТВ 60-80   48…55 3-66
ТВ 60-92 48…55 3-66
ТВ 60-113 48…55 3-88
ТВ 60-120 48…55 3-66
ТВ 73-95 59…66 3-76
ТВ 73-95 63…70* 3-76
ТВ 73-113 ИЗ 59…66 3-88
ТВ 73-113 ИЗ   63…70* 3-88
ТВ 73-120 59…66 3-76
ТВ 73-120 63… 70* 3-76
ТВ 89-108 72…83,5 3-88
ТВ 89-108   75…88* 3-88
ТВ 89-110 ПО   72…83.5 3-88
ТВ 89-110 ПО   75…88* 3-88
ТВ 89-120   72…83.5 3-102
ТВ 89-120 75…88* 3-102
ТВ 89-132 72-83,5 3-102
ТВ 89-132 75…88* 3-102
ТВ 114-120 90.. .102,5 !200 3-102
ТВ 114-120   97…109.5* 3-102
ТВ 114-130 90… 102,5 3-102
ТВ 114-130   97… 109,5* 3-102

Таблица 10.26

Технические характеристики труболовок типа ТВМ1

Типоразмер труболовки Диапазон захватываемых диаметров, мм Допускаемая осевая нагрузка кН Наружный диаметр проводника мм Присоединительная резьба по ГОСТ 28487-90
ТВМ1-60 48,7…53 3-76
ТВМ1-73 58…65 3-76
ТВМ1-89 72…79 3-88
ТВМ1-102(80-86) 80…86 3-102
ТВМ1-102 (86-92) 86…92 3-102
ТВМ1-114(92-98) 92…98 3-102
ТВМ1-114(99-103) 99…103 3-102
ТВМ1-127(104-115) 104…115 3-117
ТВМ1-127(110-120) 110.120 3-117
TBM1-146(116-132) 116… 132 3-121
ТВМ1-146(123-136) 123..136 3-121

Примеры условных обозначений:

ТВМ1-146 123-136.Труболовка внутренняя типа ТВМ1 для захвата труб с внутренним диаметром 123…136 мм.

ТВМ1-146Л 123-136.То же с левой присоединительной резьбой.

Ловители труб внутреннего захвата удлиняемые типа ЛТВУ

Ловители труб внутреннего захвата удлиняемые типа ЛТВУ (табл. 10.27) предназначены для захвата и удержания труб за внут­реннюю поверхность при подъеме. Ловители изготавливаются без удлиняющего устройства или с удлиняющим устройством. При необходимости ловители могут быть укомплектованы лю­бым количеством удлиняющих устройств.

Примеры условных обозначений:

ЛТВУ 73.Ловитель для захвата труб с условным диаметром 73 мм, с правой присоединительной резьбой.

ЛТВУ 73Л.То же с левой присоединительной резьбой.

Удлинитель ЛТВУ 73.Удлиняющее устройство для ловителя ЛТВУ73.

Таблица 10.27

§

Типоразмер ловителя Диапазон захватываемых диаметров, мм Допустимая осевая нагрузка, кН Наружный диаметр переводника, мм Присоединительная резьба по ГОСТ 28487-90
ЛТВУ 60 49.. .55 3-66
ЛТВУ 73 59…66 3-76
ЛТВУ 89 72…89 3-88

Метчики типов МСЗ, МЭС, МБУ И МЭУ

Метчики (табл. 10.28, табл. 10,29, рис. 10.74) выпускаются четырех типов:

— типа МСЗ (специальные), предназначенные для захвата бурильных труб путем ввинчивания в резьбу замка;

— типа МЭС (специальные), предназначенные для захвата НКТ путем ввинчивания в резьбу муфты;

— типа МБУ (универсальные), предназначенные для захва­та бурильных труб путем врезания в гладкую внутрен­нюю поверхность труб;

— типа МЭУ (универсальные), предназначенные для захвата НКТ путем врезания в гладкую внутреннюю поверхность труб.

Метчики выпускаются с правой и левой присоединительной резьбой.

На метчиках может быть предусмот­рена наружная резьба для присоедине­ния воронок.

Подземный ремонт с применением гибких труб - Бурение нефтяных и газовых скважинПодземный ремонт с применением гибких труб - Бурение нефтяных и газовых скважин

Метчики типа МСЗ, МЭСМетчики типа МБУ, МЭУ

Рис. 10.74. Конструкции метчиков

Таблица 10.28

Техническая характеристика метчиков типа МБ

Типоразмер
метчика
Диаметр,мм Присоединительная резьба
ловильной резьбы наружный
наибольший
к колонне
труб ГОСТ
28487-90
направляющей
наимень­ший наиболь­ший
МБУ 20-45 3-66 73 ГОСТ 633-80
МБУ 22-54 3-76 89 ГОСТ 633-80
        3-73  
МБУ 32-73 3-86 102 ГОСТ 633-80
        3-88  
МБУ 58-84 3-102 114 ГОСТ 632-80
МБУ 58-94 3-102 114 ГОСТ 632-80
МБУ 74-120 3-147 168 ГОСТ 632-80
МБУ 100-142 3-171 194 ГОСТ 632-80
МБУ 127-164 3-189 219 ГОСТ 632-80
МЭУ 2 5-45 3-66
МЭУ 36-60 3-66
МЭУЗб-66 3-66 _
МЭУ 46-80 3-76
МЭУ 69-100 3-88
МЭУ 85-127 3-117  

Пример обозначения при заказе:

МСЗ-73. Метчик типа МСЗ для ввинчивания в замковую

резьбу 3-73.

МСЗ-73Л. То же, левый МСЗ-73Л.

МЭУ 46-80. Метчик универсальный типа МЭУ с наимень­шим диаметром ловильной резьбы 46 мм и наибольшим диа­метром резьбы 80 мм.

МЭУ 46-80Л. То же, левый МЭУ 46-80Л.

Таблица 10.29

Технические характеристики метчиков типа МСЗ

Типо­размер метчика
 
 
Резьба, в которую происходит ввинчивание ГОСГ 633-80 Диаметр, мм Присоедини-тельнаная резьба по ГОСТ 28487-90
 
 
ГОСТ28487-90 ГОСТ633-80 наруж­ный наи­больший внутрен­ний канала
МСЗ-62 3-62   3-62
МСЗ-66 3-66 3-66
МСЗ-73 3-73 3-73
МСЗ-76 3-76 3-76
МСЗ-86 3-86 3-86
МСЗ-88 3-88 3-88
МСЗ-101 3-101 3-101
МСЗ-102 3-102 3-102
МСЗ-108 3-108 3-108
МСЗ-117 3-117   1-117
MC3-121 3-121   3-121
МСЗ-122 3-122   3-122
МСЗ-133 3-133 3-133
МСЗ-140 3-140 3-140
МСЗ-147 3-147 3-147
МСЗ-152 3-152 3-152
МСЗ-161 3-161 3-161
МСЗ-163 3-163 3-163
МСЗ-171 3-171 3-171
МСЗ-189 3-189 3-189
МЭС-48 48 ГОСТ 633-80
МЭС-В48 В48 В48 ГОСТ 633-80
МЭС-60 3-76
МЭС-В60 В60 3-76
МЭС-73 3-76
МЭС-В73 В73 3-76
МЭС-89 3-88
МЭС-ВН9 В89 3-88
МЭС-102   3-117
МЭС-В102 В102 3-117
МЭС-114 3-117
МЭС-В114 B114 3-117

Фрезеры забойные типа ФЗ

Забойные фрезеры (табл. 10.30, рис. 10.75) выпускаются трех ви­дов: 1 — легкого; 2 — среднего; 3 — тяжелого. Фрезеры легкого вида предназначены для разрушения труб группы прочности Д, К, Е. Торцевая поверхность фрезера армируется твердым сплавом на 40%.

Фрезеры среднего вида предназначены для разрушения труб группы прочности Л, М. Торцевая поверхность фрезера армиру­ется твердым сплавом на 60%. Фрезеры тяжелого вида предназ­начены для разрушения элементов бурильных колонн, долот, аварийных инструментов из сталей группы прочности Р, Т. Тор­цевая поверхность фрезера армируется твердым сплавом на 80%.

Таблица 10.30

Технические характеристики фрезеров забойных

Обозна­чение
фрезера
Условный диаметр колонны обсадных труб ГОСТ 632-80 Наружный диаметр мм Присоединительная резьба по ГОСТ 28487-90
 
 
ЗФЗ
3-66
114,127
3-76
146, 168
3-88
168,178
178, 194

ЗФЗ 3-117
ЗФЗ
 
 
219,245
219,245
245, 273
245,273
273, 299 3-152
324,340
3-177
2ФЗ 3-66
3-76
146,168
3-88
1ФЗ 3-66
140,146
140,146
3-76
146, 168
3-88
168,178
3-117

Подземный ремонт с применением гибких труб - Бурение нефтяных и газовых скважин

Фрезер забойный типа ФЗ легкого вида (1ФЗ) Фрезер забойный типа ФЗ среднего вида (2ФЗ)

Рис. 10.75. Фрезер забойный типа ФЗ

Пример условного обозначения:

1ФЗ-185.Фрезер забойный легкого вида диаметром 185 мм, с правой присоединительной резьбой.

1ФЗ-185Л.То же, с левой присоединительной резьбой.

2ФЗ-185.Фрезер забойный среднего вида диаметром 185 мм, с правой присоединительной резьбой.

ЗФЗ-185.Фрезер забойный тяжелого вида диаметром 185 мм, с правой присое­динительной резьбой.

Фрезер забойный вогнутый типа ФЗВ

Фрезеры вогнутые типа ФЗВ (табл. 10.31, рис. 10.76) тяжелого вида предназначены для тех же работ, что и ЗФЗ, но с центри­рованием на забое.

Подземный ремонт с применением гибких труб - Бурение нефтяных и газовых скважин

Фрезер забойный загнутый типа ФЗВ тяжелого вида (ЗФЗВ)

Рис. 10.76. Конструкция фрезера типа ФЗВ

Таблица 10.31

Технические характеристики фрезеров ФЗВ

Обозначение Фрезера Условный диаметр колонны обсадных труб ГОСТ 632-80 Наружный диаметр, мм Присоединительная резьба по ГОСТ 28487-90
ЗФЗВ 3-76
140,146
146, 168 3-88
245,273 3-117

Пример условного обозначения:

ЗФЗВ-140.Фрезер типа ФЗВ тяжелого вида диаметром 140мм, с правой присоединительной резьбой.

ЗФЗВ-140Л.То же, с левой присоединительной резьбой.

Фрезеры забойно-кольцевые типа ФЗК

Фрезеры забойно-кольцевые типа ФЗК (табл. 10.32, рис. 10.77) предназначены для сплошного фрезерования труб с опережаю­щим офрезеровыванием кольцевого пространства между фрезе­руемой трубой и стенками скважины.

Таблица 10.32

§

Типо­размер фрезера Условный диа­метр колон­ны обсадных труб ГОСТ 632-80 Наруж­ный диаметр, мм Внутренний диаметр
кольцевой части,мм
Длина, мм Присоедини­тельная резьба по ГОСТ
28487-90
ФЗК-115 3-76
ФЗК-118 3-76
ФЗК-128 3-88
ФЗК-136 3-88
ФЗК- 167 3-88

Подземный ремонт с применением гибких труб - Бурение нефтяных и газовых скважин

Фрезер забойно-кольцевой типа ФЗК

Рис. 10.77. Конструкция фрезера типа ФЗК

Пример условного обозначения:

ФЗК-118.Фрезер забой но-кольцевой ди­аметром 118 мм.

ФЗК-П8Л.Тоже, с левой присоедини­тельной резьбой.

Фрезеры пилотные типа 2Ф

Фрезеры пилотные типа 2ФП (табл. 10.33, рис. 10.78) предназначены для фрезерования в различных скважинах прихваченных труб, пакеров, муфт, монтажных элементов элект­ропогружных насосов и т.п. Фрезеры выпус­каются с правой или левой присоединитель­ной резьбой.

Таблица 10.33

Технические характеристики фрезеров 2ФП

Типо­размер фрезера Условный диаметр обсадных труб, мм Максималь­ный диаметр фрезера, мм Размеры
пилота,
Прнсоединительная резьба по ГОСТ28487-90
Диа­метр Дли­на
2ФП 88/38 3-66
2ФП 100/47 3-66
2ФП 103/47 3-66
2ФП 113/47 3-76
2ФП 118/47 140, 146 3-76
2ФП 120/47 140, 146 3-76
2ФП 125/52 3-76
2ФП 130/70 3-88
2ФП 135/57 3-88
2ФП 140/57 3-88

Подземный ремонт с применением гибких труб - Бурение нефтяных и газовых скважин

Рис. 10.78. Конструкция фрезера пилотного

Примеры условного обозначения:

2ФП 113/47.Фрезер пилотный типа 2ФП с наружным диаметром 113 мм и диаметром пилота 47 мм, с правой присоединительной резьбой.

2ФП 113/47Л.То же, с левой присоеди­нительной резьбой.

Фрезеры кольцевые типа ФК

Кольцевые фрезеры (табл. 10.34, рис. 10.79)выпускаются трех видов:

1 — легкого;

2 — среднего;

3 — тяжелого.

Соединение фрезеров с ловильной колонной — резьбовое или сварное.

Фрезеры легкого вида имеют зубчатую форму режущего тор­ца, предназначены для работы по глинистой корке, осадку, це­менту и горным породам с твердостью Рш < 200 кгс/мм2 с вклю­чениями отдельных мелких металлических предметов. Фрезеры среднего вида имеют волнистую форму режущей поверхности, предназначены для тех же работ, что и легкие, но с включения­ми до 15% металлических объектов из стали с пределом текуче­сти Стт < 550 МПа и твердостью НВ < 240. Фрезеры тяжелого вида имеют массивную режущую поверхность, предназначены для тех же работ, что и легкие, но с включением до 40% метал­лических объектов из стали с пределом текучести от < 550 МПа и твердостью НВ < 240.

Таблица 10.34

Техническая характеристика фрезеров ФК

Типоразмер фрезера Диаметр, мм Соединение
фрезера с приемной трубой
Присоедини­тельная резьба Условный диаметр обсадной колонны по ГОСТ 632-80 Условный диаметр офрезеровы-ваемой
наруж­ный внутрен­ний
2ФК-90/61 Резьбовое 73 ГОСТ 633-80
ЗФ К-90/61 73 ГОСТ 633-80
2ФК-90/64 73 ГОСТ 633-80
ЧФК-90/64 73 ГОСТ 633-80
2ФК-95/74 Сварное
ЗФК-95/74
ЗФК-104/75
2ФК-105/80
ЗФК-105/80
ЗФК-109/78 Резьбовое 89 ГОСТ 633-80
2ФК-112/82 Сварное
ЗФК-112/82 Сварное
2ФК-115/73 Резьбовое 89 ГОСТ 633-80
2ФК-115/78 89 ГОСТ 633-80
ЗФК-115/78 89 ГОСТ 633-80
ЗФК-115/98 Сварное
1ФК-118/89 Резьбовое 102 ГОСТ 633-80
2ФК-118/89 102 ГОСТ 633-80
ЗФК-118/89 102 ГОСТ 633-80
1ФК-12089 Резьбовое 102ГОСТ 633-80
2ФК-12089 102ГОСТ 633-80
3ФК-12089 102ГОСТ 633-80
2ФК-12092 Сварное
3ФК-12092
1ФК-12097
2ФК-12097
3ФК-12097
3ФК-120102
2ФК-120105
3ФК-120105
3ФК-12294
2ФК-12296
3ФК-12296
3ФК-122105
3ФК-12494
1ФК-12496
3ФК-12496
1ФК-125100 Резьбовое 114ГОСТ 632-80
2ФК-125100 114ГОСТ 632-80
3ФК-125100 114ГОСТ 632-80
3ФК-125104 Резьбовое 114ГОСТ 632-80
3ФК-127109 Сварное
1ФК-130102 Резьбовое 114ГОСТ 632-80
2ФК-130102 Резьбовое 114ГОСТ 632-80
3ФК-130102 Резьбовое 114ГОСТ 632-80
3ФК-130120 Сварное
3ФК-135105 Сварное
1ФК-136102 Сварное
3ФК-136102 Сварное
1ФК-140105 Резьбовое 127 ГОСТ 632-80
2ФК-140105 Резьбовое 127 ГОСТ 632
3ФК-140105 Резьбовое 127 ГОСТ 632
1ФК-140120 Резьбовое 127 ГОСТ 632
3ФК-140120 Резьбовое 127 ГОСТ 632
2ФК-140120 Сварное
3ФК140120 Сварное
3ФК-144121 Сварное
2ФК-147121 Сварное
3ФК-147121 Сварное
3ФК-149121 Сварное
3ФК-160133 Сварное
3ФК-186138 Резьбовое 168ГОСТ 632-80
3ФК-190103 Резьбовое 127 ГОСТ 632-80
3ФК-190192 Резьбовое 168 ГОСТ 632-80
3ФК-190152 Резьбовое 178 ГОСТ 632-80
3ФК-210171 Сварное
3ФК-210179 Сварное
3ФК-248205 Резьбовое 219 ГОСТ 632-80
3ФК-285249 Сварное  

Подземный ремонт с применением гибких труб - Бурение нефтяных и газовых скважин

Фрезер кольцевой Фрезер кольцевой Фрезер кольцевой

типа ФК тяжелого типа ФК среднеготипа ФК легкого

Вида (ЗФК) вида (2ФК) вида (1ФК)

Рис. 10.79. Конструкции фрезеров кольцевых

Примеры условного обозначения:

1ФК-120/89.Фрезер кольцевой легкого вида с наружным ди­аметром 120 мм, внутренним диаметром 89 мм и правой присо­единительной резьбой.

1ФК-120/89Л.То же, с левой присоединительной резьбой.

2ФК -120/89.Фрезер кольцевой типа ФК среднего вида, с наружным диаметром 120 мм, внутренним диаметром 89 мм и правой присоединительной резьбой.

ЗФК-105/80 под сварку.Фрезер кольцевой типа ФК тяжело­го вида с наружным диаметром 105 мм, внутренним диаметром 80 мм под сварку.

ЗФК-120/89.Фрезер кольцевой типа ФК тяжелого вида с на­ружным диаметром 120 мм, внутренним диаметром 89 мм и пра­вой присоединительной резьбой.

§

Фрезеры специальные калибрующие типа ФС (табл. 10.35, рис. 10.80) предназначены для обработки деформированных вер­хних торцов труб, оставшихся в скважинах, с целью придания им стандартных размеров и последующего захвата ловителями наружного захвата. Длина калибрующего участка равна длине, необходимой для захвата штатным ловильным инструментом (L = 400—500 мм). При необходимости офрезеровывания по­верхности труб на большую длину необходимо предусмотреть соответствующий тип присоединительной резьбы и глубину об­работки.

Примеры условного обозначения:

ФС-43/93.Фрезер специальный калибрующий с внутренний

диаметром 43 мм и наружным — 93 мм стандартной длины.

ФС-43/93Л.То же, с левой присоединительной резьбой.

Таблица 10.35

Техническая характеристика фрезеров ФС

Типо­размер фрезера Диаметр, мм Присоедини­тельная
резьба по ГОСТ 28487-90
Условный
диаметр обсадной
колонны
Условный диаметр офрезеровы-ваемой трубы
наруж­ный внутрен­ний
ФС-43/90 3-66
ФС-43/93
ФС-61/96
ФС-61/100
ФС-61/115 3-76
ФС-61/120
ФС-61/125
ФС-74/100
ФС-74/110
ФС-74/115
ФС-74/120
ФС-74/125 3-88
ФС-74/140
ФС-74/145
ФС-90/120
ФС-90/125
ФС-90/140
ФС 103/140 3-101
ФС 128/195 3-117

Фрезер специальный калибрующий типа ФС

Подземный ремонт с применением гибких труб - Бурение нефтяных и газовых скважин

Рис. 10.80. Конструкция фрезера типа ФС

Фрезерные колонные конусные типа ФКК

Фрезеры колонные конусные (табл. 10.36, рис. 10.81) пред­назначены для восстановления проходимости деформированных обсадных колонн. Фрезеры изготавливаются трех видов:

ФКК — с утлом при вершине 30°;

1ФКК — с углом при вершине 15°;

ЗФКК — с углом при вершине 60°.

Все фрезеры выпускаются с правой или левой присоедини­тельной резьбой.

Таблица 10.36

Технические характеристики фрезеров ФКК

Типоразмер фрезера Угол при вершине,
град.
Наружный диаметр, мм Длина, мм Присоединительная резьба по ГОСТ 28487-90
ФКК93 30°
 
3-66
ФКК 96
ФКК 97
ФКК 105
ФКК 106
ФКК 115 3-76
ФКК 118 30°
 
3-66
ФКК 121
ФКК 124
ФКК 126
ФКК 127
ФКК 130
ФКК 135 3-88
ФКК 137
ФКК 141
ФКК 143
ФКК 144
ФКК 145
ФКК 147
ФКК 149
ФКК 209 3-117
ФКК 214
ФКК 220
ФКК 225
ФКК 230
1ФКК11 15° 3-76
1ФКК121
1ФКК 127
ЗФККП5 60° 3-76
ЗФКК 121
ЗФКК127

Пример условного обозначения:

ФКК-121.Фрезер колонный конусный типа ФКК, с наиболь­шим диаметром 121 мм и углом при вершине 30° и правой при­соединительной резьбой.

ФКК-121Л.Тоже, с левой присоединительной резьбой.

Подземный ремонт с применением гибких труб - Бурение нефтяных и газовых скважин

Фрезер колонный Фрезер колонный Фрезер колонный

Конусный вида ФКК конусный вида 1ФКК конусный вида ЗФКК

Рис. 10.81. Конструкции фрезеров конусных

Подземный ремонт с применением гибких труб - Бурение нефтяных и газовых скважин

Фрезер-райбер типа ФРЛ

Рис. 10.82. Конструкции фрезеров-райберов

Фрезеры-райберы типов ФРЛ, РИМИ ФРС

Фрезеры-райберы типа ФРЛ, РПМ и ФРС (табл. 10.37, рис. 10.82) предназначены для прорезания «окна» в обсадной колонне при забуривании нового ствола.

Фрезеры-райберы типа ФРС каждого типоразмера выпуска­ются трех исполнениях: 1, 2 и 3, которые отличаются диаметра­ми конической части. Последовательное использование всех трех исполнений фрезеров-райберов одного типоразмера позволяет постепенно увеличивать размер прорезаемого окна.

Примеры условных обозначений:

ФРЛ-218,Фрезер-райбер типа ФРЛ с наружным диаметром 218 мм.

РПМ-219.Фрезер-райбер типа РПМ для работы в эксплуата­ционной колонне диаметром 219 мм.

Таблица 10.37

Технические характеристики фрезеров-райберов

Типоразмер фрезера Уловный диаметр обсадных труб, мм Диаметр, мм Длина, мм Присоединительная резьба по ГОСТ 28487-90
мин. макс.
РПМ-146 3-76
РПМ-168 3-88
РПМ-219 3-117
РПМ 245 3-117
ФРС-146 3-76
ФРС-146-2
ФРС-146-3
ФРС-168-1 3-88
ФРС-168-2
ФРС-168-3
ФРЛ-116 3-76
ФРЛ-118  
ФРЛ-121
ФРЛ-124  
ФРЛ-136   3-88
ФРЛ-143 3-101
ФРЛ-193 3-121
ФРЛ-218 3-147

ФРС-146-1.Фрезер-райбер типа ФРС для прорезания окна в колонне обсадных труб условным диаметром 146 мм, испол­нение 1.

Фрезеры-ловители магнитные типа ФЛМ

Фрезеры-ловители магнитные типа ФЛМ (табл. 10.38, рис. 10.83) предназначены для извлечения из скважин предметов, обладаю­щих ферромагнитными свойствами, в том числе, изготовленных из твердого сплава.

Таблица 10.38

Технические характеристики фрезеров ФЛМ

Типоразмер ловителя Условная грузоподъемность, не менее, кН Максимальный диаметр, мм Присоединительная резьба по ГОСТ 28487-90
ФЛМ 88 1.7 3-66
ФЛМ 90 1,7 3-66
ФЛМ 103 2.5 3-66
ФЛМ 108 2,5 3-66
ФЛМ 109 2,5 3-66
ФЛМ 115 2,5 3-66
ФЛМ 118 2,5 3-66
ФЛМ 120 2,5 3-76
ФЛМ 124 2,5 3-76
ФЛМ 125 2,5 3-76
ФЛМ 135 4,5 3-88
ФЛМ 140 4,5 3-88
ФЛМ 150 6,5 3-88
ФЛМ 180 6,5 3-117
ФЛМ 184 8,5 3-117
ФЛМ 195 8,5 3-117
ФЛМ 205 8,5 3-117
ФЛМ 210 8,5 3-117
ФЛМ 260 9-0 3-147
ФЛМ 270 10,0 3-147
ФЛМ 315 10,0 3-147

Подземный ремонт с применением гибких труб - Бурение нефтяных и газовых скважинПодземный ремонт с применением гибких труб - Бурение нефтяных и газовых скважинПодземный ремонт с применением гибких труб - Бурение нефтяных и газовых скважин

Фрезер-ловитель Кольцо защитное Воронка

Магнитного типа ФЛМ

Рис. 10.83. Конструкция фрезера-ловителя типа ФЛМ

Конструкция ловителей обеспечивает подачу промывочной жидкости на забой (центральная схема промывки). Ловители предназначены для эксплуатации в скважинах при температурах от минус 10 до плюс 120 “С. При необходимости ловители ком­плектуются воронками или защитными кольцами. Ловители вы­пускаются с правой или левой присоединительной резьбой.

Пример условного обозначения:

ФЛМ 135.Фрезер-ловитель магнитный типа ФЛМ диамет­ром 135 мм, с правой присоединительной резьбой.

ФЛМ 135Л. То же, с левой присоединительной резьбой.

§

Желонки типа ЖОР (табл. 10.44, рис. 10.88) предназначены для работы в комплексах очистки скважин типа КОС для удале­ния песка, шлама, окалины, кусков породы, металла и кабеля и обеспечивают очистку сква­жины без организации в ней циркуляционной промывки. Желонки также могут работать са­мостоятельно с различными инструментами (долотами, фрезерами, ловителями наружного захвата типа ЛТН, пакерами и др.) в зависимо­сти от требуемой конкретной операции.

Подземный ремонт с применением гибких труб - Бурение нефтяных и газовых скважин

Желонка очистная ремонтная типа ЖОР

Рис. 10.88. Конструкция желонки типа ЖОР

Таблица 10.44

Техническая характеристика желонок типа ЖОР

Параметр Значение
ЖОР-89 ЖОР-108 ЖОР-120
Глубина спуска, м, не более
Грузоподъемность, кН, не более
Рабочий ход открытия клапана, мм
Наружный диаметр, мм
Присоединительная резьба гладких труб НКТ по ГОСТ 633-80

Принцип действия желонок основан на ис­пользовании перепада давления жидкости меж­ду скважиной и полостью над верхним клапа­ном желонки. Применяют желонки в случаях когда:

— в скважине невозможно установить цир­куляцию;

— нагружение скважины промывочной жид­костью нежелательно или вредно для пласта;

— очистка более экономична, чем монтаж и спуск оборудо­вания для установления в скважине циркуляции.

Пример условного обозначения:

ЖОР– 89. Желонка типа ЖОР с наружным диаметром 89 мм.

Клапаны обратные тарельчатые типа КОТ

Клапаны обратные тарельчатые типа КОТ (табл. 10.45, рис. 10.89) применяются в комплексах типа КОС для очистки скважин во время их строительства и ремонта для удержания механических примесей в процессе подъема их с забоя скважины.

Таблица 10.45

Технические характеристики клапанов типа КОТ

Параметр КОТ-50 КОТ-60 КОТ-70
Наружный диаметр, мм 1 108
Условный проход, мм
Присоеднннтельная резьба по ГОСТ 633-80 гладкие НКТ73 гладкие НКТ89 гладкие НКТ102
Уплотнение металл – металл

Пример условного обозначения:

КОТ-50.Клапан обратный типа КОТ с условным проходом 50 мм.

Подземный ремонт с применением гибких труб - Бурение нефтяных и газовых скважин

Клапан обратный типа КОТ

Рис. 10.89. Конструкция клапана обратного типа

Клапаны обратные шариковые типа КОШ

Клапаны типа КОШ (табл. 10.46, рис. 10.90) применяются при добы­че нефти и газа:

— в качестве обратных клапанов в комплексах типа КОС;

— в качестве всасывающих кла­панов при добыче нефти скважинными штанговыми насосами;

— в качестве обратных клапанов для электроцентробежных насосов.

Подземный ремонт с применением гибких труб - Бурение нефтяных и газовых скважин

Клапан обратный типа КОШ

Рис. 10.90. Конструкция клапана обратного тина КОШ

Таблица 10.46

Технические характеристики клапанов обратных типа КОШ

Параметр КОШ-25 КОШ-40 КОШ-50
Рабочее давление, МПа
Диаметр, мм
Условный проход, мм
Присоединительная резьба по ГОСТ 633-80 гладкие НКТ73 гладкие НКТ89 гладкие НКТ102
Уплотнение шара с седлом металл- металл

Пример условного обозначения:

КОШ-25.Клапан обратный типа КОШ с условным проходом 25 мм.

Устройства задерживающие типа УЗ

Устройства задерживающие типа УЗ (табл. 10.47, рис. 10.91) предназначены для очистки скважин от кусков породы, обрывков кабеля и т.п.

Подземный ремонт с применением гибких труб - Бурение нефтяных и газовых скважин

Устройство задерживающее типа УЗ

Рис. 10.91. Конструкция устройства задерживающего типа УЗ

Таблица 10.47

Техническая характеристика устройств типа УЗ

Параметр УЗ-75 УЗ-90 УЗ-170
Наружный диаметр, мм
Условный проход, мм
Длина, мм
Присоединительная резьба по ГОСТ 633-80 Гладкие
НКТ 89
Гладкие НКТ 102 Гладкие НКТ 102

Пример условного обозначения:

У3-75х89. Устройство задерживающее типа УЗ с условным про­ходом 75 мм и присоединительной резьбой гладких труб НКТ 89.

Клапаны сбивные типа КС.

Клапаны сбивные типа КС (табл. 10.48, рис. 10.92) применя­ется для слива жидкости из колонны насосно-компрессорных труб при их подъеме из скважины вместе с электроцентробежным насосом (при наличии обратного кла­пана), со штанговым насосом или с любым другим устройством, через которое невозмо­жен слив жидкости из колонны НКТ обрат­но в скважину. Срабатывание клапана про­исходит после разрушения сбивного пальца механическим способом.

Таблица 10.48

Техническая характеристика клапанов типа КС

Параметр КС-73 КС-89 КС-102
Рабочее давление. МПа
Условный проход, мм
Диаметр наружный, мм
Диаметр отверстия для слива, мм
Присоединительная резьба по ГОСТ 633-80 Гладкие НКТ 73 Гладкие НКТ 89 Гладкие НКТ 102

Подземный ремонт с применением гибких труб - Бурение нефтяных и газовых скважин

Клапан сбивной типа КС

Рис. 10.92. Конструкция клапана сбивного типа КС

Пример условного обозначения:

КС-73. Клапан сбивной типа КС с присоединительной резь­бой гладких труб НКТ 73 по ГОСТ 633-80.

Перья типа П

Перья типа П применяются при плановом и капитальном ре­монте скважин в комплексах типа КОС для очистки скважин с целью организации забора механических примесей с забоя сква­жины (табл. 10.49, рис. 10.93). Изготавливаются из легирован­ной термообработанной стали.

Таблица 10.49

§

Параметр П-73 П-89 П-102
Наружный диаметр, мм
Наружный диаметр, мм
Наружный диаметр, мм
Длина, мм 320,1200 320, 1200 320,1200
Присоеди нительна я резьба по ГОСТ 633-80 Гладких НКТ 73 Гладких НКТ 89 Гладких
НКТ 102

Перья выпускаются двух видов:

1 — со скосом;

2 — с зубьями.

Подземный ремонт с применением гибких труб - Бурение нефтяных и газовых скважин

Рис. 10.93. Конструкции перьев

Пример обозначения обо­рудования:

П-73х89х320-2. Перо типа П вида 2 с присоеди­нительной резьбой гладких труб НКТ 73, с наружным диаметром 89 мм и длиной 320 мм.

Комплексы очистки скважин типа КОС-02

Подземный ремонт с применением гибких труб - Бурение нефтяных и газовых скважин

Рис. 10.94. Схема комплекса КОС-02 для очистки скважин

Комплексы типа КОС-02 (табл. 10.50, табл. 10.51, рис. 10.94) пред­назначены для разбивания глинис­тых пробок и размельчения кусков породы фрезерами с последующим удалением с забоя измельченных фракций поршневым насосом.

Пример условного обозначения:

КОС-02х108. Комплекс типа КОС-02 с наружным диаметром 108 мм.

Таблица 10.50

Технические характеристики комплексов КОС-02

Параметр КОС-02х108 С-02х120
Наибольший крутящий момент, передаваемый комплексом, Нм, не более
Наибольшая осевая нагрузка на комплекс, кН, не более
Наибольший диаметр, мм
Колонна труб для спуска комплекса в скважину БТ89 БТ89
Колонна труб для организации контейнера НКТ 89 НКТ 102

Таблица 10.51

Комплект поставки оборудования типа КОС-02

Комплект поставки КОС-02х108 КОС-02Х120
Насос поршневой Переводники НП-70
П-3-76х89;П-102х89
НП-95
П-3-7бх102;П-3-102х102
Клапаны обратные КОТ-60;
КОШ-40
КОТ-70;
КОШ-50
Фрезер кольцевой
Перо
2ФК-115/78
П-89х108×1200-2
1ФК-120/97
П-102x120x1200-2

Воронки

Воронка (табл. 10.52, рис. 10.95) представ­ляет из себя устройство, облегчающее ввод торца колонны в аварийный инструмент.

Пример условного обозначения:

В-178-170/230. Воронка с резьбой 178 по ГОСТ 632-80 с минимальным внутренним диаметром 170 мм и наружным 230 мм.

Подземный ремонт с применением гибких труб - Бурение нефтяных и газовых скважин

Воронка типа В

Рис. 10.95. Конструкция воронки типа В

Таблица 10.52

Технические характеристики воронок

Обозначение Максимальный наружный диаметр мм Минимальный внутренний диаметр мм Присоединительная резьба
В-73-69/89 73 ГОСТ 633-80
B-89-75/114 89 ГОСТ 633-80
B-102-98/114 102 ГОСТ 633-80
B-102-98/132 102 ГОСТ 633-80
B-114-110/132 114 ГОСТ 633-80
B-127-119/140 127 ГОСТ 633-80
B-146-136/185 146 ГОСТ 633-80
B-146-136/205 146 ГОСТ 633-80
B-168-156/185 168 ГОСТ 633-80
B-168-156/205 168 ГОСТ 633-80
B-178-170/205 178 ГОСТ 633-80

Яссы гидромеханические типа ГМ.

Яссы гидромеханические типа ГМ (табл. 10.53, рис. 10.96) предназначены для создания ударных нагрузок при ликвидации аварий в скважине.

Таблица 10.53

Технические характеристики яссов типа ГМ

Параметр ГМ-95 ГМ-120
Наружный диаметр,мм
Внутренний диаметр,мм
Наибольшая сила удара,кН
Наибольший передаваемый крутящий момент,кНм 1,5 3,0
Наибольшая растягивающая нагрузка на открытый ясс,кН
Присоединительная резьба по ГОСТ 28487-90 3-76 3-88
Свободный ход штока ясса,мм
Масса,кг

Подземный ремонт с применением гибких труб - Бурение нефтяных и газовых скважин

Рис 10.96. Конструкция гидромеханического ясса

Конструкция яссов позволяет производить удары вверх, вниз или вверх и вниз.

Яссы имеют два режима работы :механический и гидромеханический, причём в последнем режиме рабочим давлением является давление промывочной жидкости.

Пример условного обозначения:

ГМ -95 .Ясс гидромеханический с наружным диаметром 95 мм

ГМ-95Л. Тоже с левой резьбой

К числу работ капитального ремонтa от­носятся работы по созданию каналов связи ствола скважины с пластом. Для этого при­меняют перфорацию (кумулятивную, пуле­вую, торпедную) обсадных колонн, а также гидропескоструйную.

Кумулятивный перфоратор

Кумулятивный заряд представляет собой шашку взрывчатого вещества, имеющего выемку, расположенную со стороны, проти­воположной месту детонации взрыва. Газы. образующиеся при взрыве такого заряда, движутся от поверхности выемки и встре­чаются на оси заряда, образуя мощную струю. Встречая на своем пути какую-либо преграду,эта струя выбивает в ней лунку глуби­ной, приблизительно равной диаметру заряда (рис. 10.97. а). Если выемку в кумулятивном заряде облицевать тонким слоем металла и поместить заряд на некотором расстоянии от преграды, то пробив­ное действие кумулятивного заряда резко усилится (рис. 10.97, 6).

Подземный ремонт с применением гибких труб - Бурение нефтяных и газовых скважин

Рис. 10.97. Действие комулятивного заряда

А- без облицовки; Б- с металлической облицовкой

Образующаяся при взрыве кумулятивного заряда металли­ческая струя движется по оси заряда с большой скоростью, до­стигающей 8000 м/с. При встрече с преградой она создает дав­ление до 30000 МН/м2, чем и достигается ее большая пробивная сила.

Кумулятивные перфораторы применяются кор­пусные и бескорпусные. Корпусные перфораторы имеют герметически закрытый корпус, в котором помешаются группы зарядов. Такие перфораторы, так же как пулевые и снарядные, могут быть ис­пользованы многократно. В бескорпусных перфо­раторах каждый заряд закупоривается отдельно в индивидуальную герметическую оболочку, разруша­ющуюся при взрыве.

В кумулятивных перфораторах обеих конструк­ций заряды взрываются при помощи детонирую­щего шнура, а шнур в свою очередь взрывается от электродетонатора, присоединенного к кабелю, на котором перфоратор опускают в скважину.

Кумулятивный перфоратор собирается в гирлянду общейдлиной до 10 м с числом зарядов до ста и более.

Пулевой перфораторбывает селективный (выс­трелы пулей проводятся поочередно) и залповый (одновременные выстрелы из группы стволов) (рис. 10.98). Применяют пули диаметром 11—12,7 мм. Диаметр перфоратора — 65, 80, 98 мм.

Торпедный перфораторотличается от пулевого тем, что заряжается не пулями, а снарядами замедлен­ного действия. Снаряд торпедного перфоратора, пробив колонну и цементное кольцо, проникает на некоторую глубину в пласт и здесь разрывается, в результате чего в призабойной зоне скважины со­здаются каверны и трещины. На промыслах при­меняются торпедные перфораторы Колодяжного ТПК-22 и ТПК-32 (с диаметром снарядов 22 и 32 мм).

Подземный ремонт с применением гибких труб - Бурение нефтяных и газовых скважин

Рис. 10.98. Пулевой перфоратор залпового действия ППЗ

При выборе способа перфорации руководствуются следую­щими положениями. Пули и снаряды, пробивая обсадную ко­лонну, сильно деформируют ее и вызывают образование трещин в колонне и цементном камне.

Кумулятивная перфорация характеризуется большой пробив­ной способностью в твердых и плотных преградах и не вызывает повреждений обсадных колонн и цементного кольца. Поэтому кумулятивную перфорацию целесообразно применять при твер­дых породах, снарядную — при относительно плотных и мало­проницаемых породах, а пулевую перфорацию при неплотных породах и слабосцементированных песчаниках.

Торпедирование— взрывание зарядов взрывчатого вещества в скважинах для очистки призабойной зоны от посторонних пред­метов и улучшения притока нефти или газа на забое скважины.

Дефекты в эксплуатационной колонне обычно ликвидируют путем спуска дополнительной колонны в случае:

— невозможности ликвидации дефекта путем цементирования;

— наличия нескольких дефектов на разных глубинах;

— возможности спуска дополнительной обсадной колонны ниже места слома основной эксплуатационной колонны.

Дополнительные колонны спускают внутрь основной об­садной колонны с установок ее башмака ниже дефекта (выше эксплуатационного объекта или на забое). Иногда спускаемая колонна является промежуточной, т.е. перекрывает только ин­тервал ствола с дефектом. Дополнительная колонна спускает­ся в скважину с пакером или с последующим ее цементирова­нием.

Если по техническим причинам не удается восстановить ствол скважины до забоя, то проводят операции по за резке и буре­нию второго ствола, которые заключаются в следующем:

— обследование состояния скважины;

— цементирование колонны и установку отклонителя на нуж­ной глубине;

— вскрывание окна в обсадной колонне;

— забуривание второго ствола (до нужной глубины);

— проведение комплекса электрометрических работ;

— опускание колонны с последующим цементированием и опрессовкой;

— перфорирование колонны в зоне продуктивного горизонта.

Отклонитель— инструмент в виде плоского или желобообразного клина, спускаемый в скважину на бурильных трубах или кабеле (рис. 10.99). Предназначен для обеспечения необходимо­го отклонения райберов при вскрытии окна в колонне и бурово­го инструмента при бурении второго ствола.

Подземный ремонт с применением гибких труб - Бурение нефтяных и газовых скважин

Рис. 10.99. Конструктивная схема отклонителя

Отклонители также предназначены для обеспечения необ­ходимого отклонения от оси основного ствола скважин при прорезании окна в эксплуатационной колонне, а также отклонения инструмента при бурении второго ствола. Отклонители работа­ют при посадке на забой (естественный или искусственно со­зданный).

Отклонитель состоит из трех основных узлов: узла опоры и закрепления, клина-отклонителя 4 и спускного клина.

Узел опоры и закрепления позволяет посадить отклонитель на забой и закре­пить его в эксплуатационной колонне при помощи трехплашечной системы, исклю­чая возможность проворачивания отклонителя при зарезке окна и бурении второго ствола.

Клин-отклонитель имеет наклонную поверхность в виде желоба, задающего направление и увеличивающего площадь опоры режущего инструмента.

Спускной клин служит для спуска отклонителя в скважину.

Фиксация плашек 8 в утопленном по­ложении обеспечивается плашкодержате­лем 7, соединенным с корпусом 6при по­мощи двух специальных винтов 9. Узел опоры и закрепления соединен с клином-отклонителем опорными поверхностями, скошенными под углом 30° и имеющими профиль поперечного сечения типа «лас­точкина хвоста». Взаимному произвольно­му перемещению клина-отклонителя и узла опоры и закрепления препятствует специальный винт 5. Клин-отклонитель соединен со спускным клином при помощи двух болтов 3.

К спускному клину на резьбе прикреплен переводник для соединения с колонной бурильных труб. Отклонитель на колон­не бурильных труб спускают в скважину и резко сажают на за­бой. При посадке происходит срез специальных винтов и бол­тов, в результате чего клин-отклонитель вместе с опорой остает­ся в скважине, а освобожденный спускной клин поднимают на поверхность.

Удочки

Удочки нешарнирные типа У01-168, УК1-168, УООП1-168 и УОП1-168 (табл. 10.54, рис. 10.100) предназначены для извлече­ния из скважин тартального каната диаметром 19 мм и каротажного кабеля диаметром 22 мм в эксплуатационной колонне до 168 мм.

Подземный ремонт с применением гибких труб - Бурение нефтяных и газовых скважин

Рис. 10.100. Удочки нешарнирные и шарнирные:

1 — муфта переводная; 2 — воронка; 3 — стержень; 4 — крючок; 5 — пружина; 6— палец; 7— крючок шарнирный

Таблица 10.54

§

Шифр
удочки-крючка
Рисунок №10. Назначение Габаритные размеры, мм Длина вылета Крючка, мм Присоединительная резьба замковая Вес теоретический, кг Грузоподъёмность, *10кН(т)
Длина Диаметр
УК1-146 100. а Извлечение тар­таль­ного каната диа­метром не более 19 мм и каро­таж­но­го кабеля диамет­ром не более 22 мм в 146-мм колонне 42,5 3-76
УК1-168 100. а То же в 168-мм колонне 3-88
У01-146 100,6 То же в 146-мм колонне 42,5 3-76
УО1-168 100,6 То же в 168-мм колонне 3-88 IP
УОП 1-146 100, г То же в 146-мм колонне 42,5 3-76
УОП 1-168 100, г Тоже в 168-мм колонне 3-88 28,7
УООП1-146 100, в То же в 146-мм колонне 42,5 3-76
УООП1-168 100, в То же в 168-мм колонне 3-88 28,7

Удочка типа У01-168 имеет четыре крючка, расположенных на стержне с разных сторон и на разной высоте.

Удочка типа УОП1-168 имеет два крючка, расположенных диаметрально противоположно. В стержне сделано продольное отверстие для промывочной жидкости.

Удочка типа УООП1-168 имеет два крючка, расположенных с одной стороны на разной высоте. В стержне сделано продоль­ное отверстие для промывочной жидкости.

Были разработаны аналогичные удочки-крючки для работы в скважинах различного диаметра, техническая характеристика которых приводится в табл.

Удочка шарнирная типа УШ1-168 (рис. 10.100, д) предназна­чается дли извлечения из скважины тартальных канатов и каро­тажных кабелей в эксплуатационной колонне диаметром 168 мм.

Шарнирная удочка, представляющая собой цельнокованый стержень 3 круглого сечения, на верхнем утолщенном конце име­ет резьбу, при помощи которой стержень ввинчивается в пере­водник 1. В теле стержня на различной длине его сделаны проре­зи специальной формы, в которые вставлены специальной фор­мы крючки 7, соединенные со стержнем при помощи пальцев 6. Над каждым крючком укреплена пластинчатая пружина 5, служа­щая для отбрасывания крючков в крайнее нижнее положение.

Крючки 7, поворачиваясь на пальцах 6, могут частично вхо­дить внутрь прорези, облегчая тем самым ввод стержня в клубок спутанного каната. Посредством переводника 7, имеющего на верхнем конце резьбу замка бурильных труб, удочка присоеди­няется к колонне бурильных труб, на которой она спускается в скважину. На нижний конец переводника 1 навинчена воронка 2 для центрирования инструмента. Технические характеристики инструментов приведены в табл. 10.55.

Таблица 10.55

Технические характеристики удочек шарнирных

Шифр однорогого
крючка
Для ловли 19мм и 22 мм кабеля в колонне диаметром,мм Габаритные
размеры, мм
Диаметр стержня или диагональ квадратного сечения мм Максимальный вылет крючка мм Присоединительная резьба Грузоподъёмность,*10кН Вес теоретический ,кг Форма сечения стержня
Длина диаметр
   
УШ-114 3-76 Квадратная
УШ1-146 56.5 3-76 »
УШ1-168 3-88 Круглая
УШ1-219 3-88 «

Печати

Печати предназначены для определения по оттиску, полу­ченному на алюминиевой оболочке печати, положения верхнего конца объектов, оставшихся в скважине вследствие аварий. Ос­новными узлами печати являются корпус с деталями для полу­чения оттиска предметов и зажимное устройство ( табл. 10.56, рис. 10.101).

Таблица 10.56

Технические характеристики печатей

Типо­размер печати Условный диаметр колонны обсадных и насосно-компрес­сор­ных труб, мм Наибольшая рабочая нагрузка для получения отпечатка, кН(тс) Основные размеры, мм Масса, кг
DL
ПУ2-102 ПУ2-146 ПУ2-168 102*
140-146

20(2) 75; 84
106; 112; 118
125; 131; 137; 141
295 360 430 4,5

На утолщение в нижней части корпуса 2 надевается резиновый стакан 8, который прикреплен к корпусу четырьмя винтами 7. На резиновый стакан, в свою очередь, надевается алюминиевая оболочка 6, «перья» которой загибаются на кольцевой заплечик корпуса. На средней (цилиндрической) части корпуса установ­лен направляющий винт 4 нарезана трапецеидальная резьба. По винту и резьбе движется зажимное устройство, при помощи которого зажимаются «перья» алюминиевой оболочки. Зажим­ное устройство состоит из нажимной втулки 5 и нажимной гай­ки 3. На верхнюю часть корпуса навинчивается переводник с замковой резьбой бурильных труб для присоединения к колонне труб, на которых печать спускают в скважину.

Печать в собранном виде медленно спускают в скважину на насосно-компрессорных или бурильных трубах. При необходи­мости спуск производят с промывкой; печать устанавливают в скважине на верхнем конце исследуемого объекта. Нагрузка для получения отпечатка не должна превышать 20 кН.

Печать — это специальное устройство, корпус которого снизу и с боков покрыт свин­цовой оболочкой толщиной 8— 10 мм. По оси корпуса предус­мотрено сквозное продольное отверстие, через которое прока­чивается жидкость. В верхней части имеется резьба для при­соединения к бурильным и насосно-компрессорным трубам, на которых печать спускают в скважину.

Для обследования скважин применяют плоские, конусные универсальные и гидравлические печати.

Плоская печать предназначе­на для определения глубины на­ходящегося в скважине аварий­ного подземного оборудования, состояния его концов и переход­ных воронок обсадных колонн. Диаметр цилиндрической части свинцовой оболочки печати дол­жен быть меньше внутреннего диаметра обследуемой колонны на 10—12 мм.

Конусная печать предназначена для получения отпечатков стенки эксплуатационной колонны, фильтровой части, участ­ков сложных нарушений, смятий, трещин и т.п. Свинцовую обо­лочку этой печати изготавливают так, чтобы диаметр широкой части был бы на 6—10 мм меньше внутреннего диаметра обсле­дуемой колонны, а нижняя часть конуса была бы на 50—55 мм меньше широкой части.

Подземный ремонт с применением гибких труб - Бурение нефтяных и газовых скважин

Рис. 10.101. Конструкция печати

Подземный ремонт с применением гибких труб - Бурение нефтяных и газовых скважин

Рис. 10.102. Конструкция универсальной печати ПУ-2.

Универсальная печать ПУ-2 (рис. 10.102) в отличие от свин­цовых печатей имеет алюминиевую оболочку и состоит из: кор­пуса, зажимного устройства и переводника. Корпус 3 представ­ляет собой цилиндрическое тело, на верхнем конце которого имеется конусная резьба под переводник 9. На утолщенную часть корпуса снизу надевают сменные резиновый стакан 1 и алюминиевую оболочку 2. Стакан удерживается четырьмя вин­тами, пропущенными через боковые отверстия стакана и ввин­ченными в корпус. К цилиндрической части корпуса приварена шпонка 4, а несколько выше нарезана трапецеидальная резьба, в которую ввинчивается гайка 6.

Зажимное устройство состоит из гай­ки и нажимной втулки 5, имеющей с внут­ренней стороны шпоночную канавку и свободно надетой на корпус печати. Гай­ка и нажимная втулка 5 присоединены винтами, концы которых входят в коль­цевую канавку нажимной втулки. При вращении гайки 6 последняя толкает сво­им внутренним торцом нажимную втул­ку вдоль шпонки и тем самым приводит ее в поступательное движение Для удер­жания алюминиевой оболочки, надетой на резиновый стакан, она закреплена спе­циальными винтами. Имеющиеся на кон­це перья сгибаются и вращением гайки 6 зажимают зажимное устройство между торцами корпуса и нажимной втулкой 5. Для предотвращения самопроизвольного отвинчивания гайки 6 и освобождения алюминиевой оболочки предусмотрена контргайка 8 сшайбой 7.

Печать в собранном виде спускают в скважину на бурильных трубах или НКТ в обычном порядке. Не доводя до верхнего конца обследуемого объекта спуск печати замедляются при необходимости дальнейший спуск и посадку ее производят с промывкой скважины. Сжимающая нагрузка, передаваемая на печать, должна составлять 15—20 кН, что вполне достаточно для получения довольно отчетливого оттиска на алюминиевом тор­це верхнего конца оставшегося в скважине предмета.

Под действием сжимающей нагрузки алюминиевая оболочка и резиновая подушка деформируются. После снятия нагрузки по оттиску на алюминиевой оболочке получают представление о деформациях колонны и о форме и размерах находящегося в скважине предмета.

После подъема печати из скважины алюминиевую оболочку с оттиском снимают, при необходимости непосредственно на устье скважины печать оснашают новой алюминиевой оболоч­кой для очередного применения.

Гидравлическая печать ПГ-146-1 (рис. 10.103), предназначенная для обследования эксплуатационных колонн диаметром 146 мм, отличается от аналогичных устройств тем, что позволяет полу­чить более четкое представление о характере и конфигурации поврежденной колонны на всей площади соприкасающихся по­верхностей резинового элемента и обсадной колонны (длина резинового элемента 4 м).

В трубы, на которых спускают печать в скважину, нагнетают жидкость. Проходя через отверстия А, просверленные во внут­ренней трубе, жидкость попадает под резиновый элемент, кото­рый плотно прижимается к внутренней стенке колонны. Давле­ние доводят до 1,2 МПа, выдерживают в течение 5 мин, а затем уменьшают до атмосферного. После этого печать поднимают на поверхность.

При ловильных работах необходимо обследовать концы ава­рийных труб для правильного выбора ловильного инструмента и последующей работы по извлечению аварийного подземного обо­рудования.

Осмотр печати перед спуском и после ее подъема и посадка ее на обследуемое место или на конец аварийного оборудования при нагрузке не более 20 кН должны производиться под контро­лем мастера. Посадка дважды не допускается, так как это дает неточный и искаженный отпечаток. После подъема печати из скважины нельзя ударять по свинцовой оболочке или перьям металлическими предметами, зажимать цепными или другими ключами, бросать ее и т.д. Все эти нарушения могут привести к искажениям отпечатка и к ошибкам при составлении дальней­шего плана работ.

Подземный ремонт с применением гибких труб - Бурение нефтяных и газовых скважин

Рис. 10.103. Гидравлическая печать ПГ-146-1:

1 — гайка; 2 — корпус; 3 — поршень; 4 — стопорная гайка; 5 — гайка; 6— конусный узел; 7— втулка; 8— резиновый элемент; 9— пластичный слой; 10— штуцер

В скважинах глубиной до 800 м допускается спуск печати на стальном канате. Отпечатки следует внимательно изучать и фик­сировать в соответствующей документации, а при необходимос­ти фотографировать.

Иногда наличие в колонне дефектов (продольных трещин, незначительных протертостей колонны, пропусков в резьбо­вых соединениях и т.д.), через которые в скважину поступают посторонние воды, не удается обнаружить с помощью печатей, в таких случаях обследование скважин осуществляют другими способами. Один из таких способов — перекрытие фильтровой части песком, глиной или установкой пакера с последующим испытанием верхней части колонны на герметичность. В этом случае после обследования скважины печатями фильтровую часть ее затрамбовывают песком или глиной с таким; расче­том, чтобы искусственно созданная насыпная пробка была на 5—10 м выше верхних отверстий фильтра. Затем колонну ис­пытывают на герметичность опрессовкой. Если она герметич­на, то скважину промывают для удаления искусственной проб­ки, вскрывают фильтровую часть и проводят тампонаж под дав­лением через отверстия фильтра. Если колонна не герметична, то следует определить место и характер дефекта и устранить его. Верхнюю часть колонны можно обследовать с помощью пакера, без трамбовки фильтра песком и глиной. Фильтр пере­крывать можно также установкой мостов из различных пласти­ческих материалов.

ЛИТЕРАТУРА

1. Казак А.С., Росин И.И., Чичеров Л.Г. Погружные бесштанговые насосы для добычи нефти. — М.: Недра, 1973. — 230 с.

2. Дарищев В.И., Ивановский В.Н., Мерициди И.А. и др. Состояние и перспективы разработки и применения бесштанговых насосных ус­тановок в СССР и за рубежом: Обзор, информация. — Вып. 6. — М.: ВНИИОЭНГ, 1989. – 52 с.

3. Розанцев В.Р. Особенности конструкции и эксплуатации устано­вок гидрогюршневых насосов для добычи нефти: Обзор, инфор­мация. – Вып. 5. – М.: ВНИИОЭНГ, 1987. – 50 с.

4. Яремийчук Р.С., Кифор Б.М., Лотовский В.Н. и др. Применение струйных аппаратов при освоении скважин: Обзор, информация. – М.: ВНИИОЭНГ, 1988. – 55 с.

5. Зайцев Ю.В., Чичеров Л.Г., Ивановский В.Н. и др. Гидроштан­говые насосные установки для добычи нефти: Обзор, инфор­мация. — М.: ЦИНТИхимнефтсмаш, 1987. — 50 с.

6. Дарищев В.И. Состояние и перспективы разработки и внедрения насосных установок для добычи нефти из наклонных скважин: Обзор, информация. — М,: ЦИНТИхимнефтемаш, 1990. — 30 с.

7. Ивановский В.Н. Научные основы создания и эксплуатации сква-жинных насосных установок для добычи нефти в осложненных условиях из мало- и среднедсбитных скважин: Дисс. па соиска­ние ученой степени д-ра техи. наук — М.: РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 1999.

8. Атвердизаде КС. Приводы штангового глубинного насоса. — М.: Недра, 1973. – 193 с.

9. Аливердизаде КС. Балансирные индивидуальные приводы глуби-нонасосной установки. Азнефтеиздат, 1951.

10. Атвердизаде КС. Влияние кинематики балансирного привода глубинного насоса на величины динамических усилий в штангах. Тр. АзИНМАШа / Азнефтеиздат. 1956. — Вып. 1.

11. Архипов К.И., Попов В.И., Попов И.В. Справочник по станкам-качалкам. — Альметьевск, 2000.

12. Инструкция по эксплуатации глубинонасосных скважин. — Аль­метьевск, 1970.

13. Чичеров Л.Г. Нефтепромысловое оборудование. — М.: Недра, 1984.

14. Молчанов А.Г. Чичеров Л.Г. Нефтепромысловые машины и меха­низмы. — М.: Недра, 1976.

15. Кушеков А.У., Ермеков М.М., Ажикенов Н.С. Скважипныс насос­ные установки. — Кн. 1: Штанговые скважинные насосные уста­новки с механическим приводом. — Алматы: Эверо, 2001.

16. Кушеков А.У., Ермеков М.Ы., Ажикенов Н.С. Скважинные насос­ные установки. — Кн. 2: Длинноходовые скважинные насосные установки. — Алматы: Эверо, 2001.

17. Руководство по эксплуатации скважин штанговыми насосами: Ч. 1. — Альметьевск. 1992.

18. Адонин А.И. Добыча нефти штанговыми насосами. — М.: Недра. 1979.

19. Касьянов В.М. Аналитический метод контроля работы глубинных штанговых насосов. — М. ВНИИОЭНГ, 1973.

20. Касьянов В.М. Расчет глубинных величин по данным наземных измерений (для штанговых насосов с балапсирным приводом). — М., 1986.

21. Сабиров А.А. Повышение эффективности работы ШСНУ, с по­мощью современной методики и инструмента для распознавания неисправностей ШСНУ: Дис. … канд. техн. наук. — М., РГУ не­фти и газа им. И.М. Губкина, 1998.

22. Касьянов В.М., Муленко В.В. Расчет динамограмм штанговой на­сосной установки с балансирным приводом. — М., 1987.

23. Снарев А.И., Папировский В.Л., Пушкин В.Ю. Анализ состояния станков качалок методами вибродиагностики. — М., ВНИИОЭНГ. 1995, №5.

24. Трахтман Г.И. Состояние штанговой глубинонасосной эксплуа­тации нефтяных скважин за рубежом. (Сер. Нефтепромысловое дело). –

М. ВНИИОЭНГ, 1976.

25. Ваттметрограммы: Методические указания по использованию ваттметрограмм для диагностики и уравновешивания ШГНУ. — Тюмень. СибНИИНП, 1991

26.Gibbs S.I, and Necly A.B. Computer Diagnosis of Down Hole Conditions in Sucker Rod Pumping Wells. Journal of Petroleum Technology. Januar 1966.

27. Белов И.Г. Исследование работы глубинных насосов динамогра­фом: Дис. … канд. техн. наук. — Баку, 1963.

28. Багиров М.М. Исследование штанговой глубинонасосной уста­новки обычного типа и с амортизатором в точке подвеса штанг. Дис. … канд. техн. наук. — Баку, 1971.

29. Пирвердян A.M. Вопросы гидромеханики техники нефтедобычи. Дис. .., д-ра техн. наук. — Баку, 1971.

30. Совершенствование техники и технологии добычи нефти в НГДУ «Покачевнефть»: Сб. трудов / Под ред. В.Н. Ивановского и В.И. Да-рищева. — М.: Нефть и газ, 1993.

31. ГОСТ-Р 51896-2002. Скважинные штанговые насосы. Общие тех­нические требования.

32. Sped 1AX API. Well Rod Pumps.

33. Захаров Б.С, Богомольный Е.И., Драчук В.Р., Шариков Г.Н. Мо­дернизации штанговых насосов // Нефтяное хозяйство — № 8. — 2000. – С. 59-66.

34. ГОСТ 13Н77-87. Насосные штанги. Общие требования.

35. Добыча нефти глубинными штанговыми насосами. S&B GmbH, Viena, Austria.

36. Андреев В.В., Уразаков К.Р., Далимов В.У. Справочник по добыче

нефти. – Уфа, 2001.

37.Corod Manufacturing Ltd. Catalog. Canada, 1997.

38. Мухаметзяное A.K., Чернышов И.И., Липерт AM. Добыча нефти штанговыми насосами. — М.: Недра, 1993.

39. Длинноходовые скважинные насосные установки с гибкой штан­гой: Обзор, информация. Сер. ХМ-4. — М.: ЦИНТИхимнефтемаш, 1988. – 48 с.

40. Персиянцев ММ. Добыча нефти в осложненных условиях: Моно­графия – М:. Недра, 2000. – 476 с.

41. Чичеров Л,Г., Молчанов Г.В., Рабинович A.M. и др. Расчет и конст­руирование нефтепромыслового оборудования. — М.: Недра, 1987.

42. Махмудов С.А. Монтаж, эксплуатация и ремонт скважинных штан­говых насосных установок. — М.: Недра, 1987. — 208 с.

43. Пчелинцев Ю.И. Эксплуатация часторемонтируемых наклонно направленных скважин. [Научно-производственное издание) — М.: ВНИИОЭНГ, 2000. – 451 с.

44. Уразаков К. P. u др. Нефтепромысловое оборудование для кусто­вых скважин. — М.: Недра, 1999. — 268 с.

45. Каталог фирмы Baker Hughes (США).

46. Каталог фирмы Griffin (Канада).

47. Каталог фирмы Kudu (Канада).

48. Каталог фирмы R&M (США).

49. Каталог фирмы Nctzsch (ФРГ).

50. Каталог фирмы Schocllcr — Bleckmann (Австрия).

51. Балдепко Д.Ф., Ба,гденко Ф.Д., Власов А.В., Хабецкая В.А., Шардаков М.В. Параметрический ряд многозаходных скважинных винто­вых насосов. НТЖ Нефтепромысловое дело. — М., ВНИИОЭНГ, 2001, №8.

52. Середа Н.Г., Сахаров В.А., Тимашев А.И. Спутник нефтяника и газовика: Справочник. — М.: Недра, 1986. — 325 с.

53. Каталог ДАО ЦКБН. – М.: РАО «Газпром», – 1999.

54. Газовое оборудование, приборы и арматура: Справ, пособие / Под ред. Н.И. Рябцева. – М.: Недра, 1985. – 527 с.

55. Справочник мастера по добыче нефти. ОАО «Татнефть». Аль­метьевск, 2000. С. 334.

56. Композит-каталог нефтегазового оборудования и услуг. Россия. — М.: Топливо и энергетика, 1999. — 712 с.

57. Справочное руководство по проектированию разработки и экс­плуатации нефтяных месторождений. Добыча нефти / Под ред. Ш.К. Гиматудинова. — М.: Недра, 1983.

58. Правила ведения ремонтных работ в скважинах. РД 153-39-023-97.

59. Нефтепромысловое оборудование: Справ. — М.: Недра, 1990. — 560 с.

60. Бухаленко Е.И., Абдулаев Ю.Г. Монтаж, обслуживание и ремонт нефтепромыслового оборудования. — М.: Недра, 1985. — 391 с.

61. Каталог ОАО Ишимбайский машиностроительный завод. 2002. — 21 с.

62. Каталог ГПО Боткинский завод. 2002. — 36 с.

63. Яшин А,С, Авилов СВ., Гамазов О.А. и др. Справочник по капи­тальному ремонту нефтяных и газовых скважин. — М.: Недра, 1973. – 262 с.

64. Каталог АЗИНМАШ. – М.: ПМБ ЦИНТИхимнефтемаш, 1991, 2000. – 211 с.

65. Буровые комплексы. Современные технологии и оборудование. — Екатеринбург: УГГГА, 2002. – 592 с.

66. Каталог ОАО «Спецмаш», г. Санкт-Петербург. — СПб., 2002. — 15 с.

67. Каталог Воронежского механического завода. — Воронеж, 2002. — 29 с.

68. Молчанов А.Г. и др. Подземный ремонт скважин и бурение с при­менением гибких труб. Изд-во Горной академии, 1999. — 286 с.

69. Оборудование, инструменты и приспособления для под­земного и капитального ремонта скважин: Каталог-спра­вочник. — Ч. 1, 2 / НПП «Нефтехиммаш». — Казань, 1996.

СОДЕРЖАНИЕ (стр. в книге)

РАЗДЕЛ 6.

Агрегаты с использованием колонн гибких труб – геология –

1.  АГРЕГАТЫ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ КОЛОНН ГИБКИХ ТРУБ

ИСТОРИЯ СОЗДАНИЯ АГРЕГАТОВ

Идея использования колонны гибких труб (КГТ) представляет собой принципиально новый подход к решению данной проблемы. При этом не само предложение о применении одной сплошной непрерывной колонны вместо собираемой из отдельных труб является новаторским, а реализация схем работоспособного оборудования в подземных условиях.

Работа с непрерывной колонной стальных труб осложнена тем, что, как известно, действующие напряжения не дол­жны превышать предела упругости. Если же это условие не соблюдается, то ни о какой прочности при статическом или циклических нагружениях говорить не приходится.

Реализация схем работоспособного оборудования стала возможной только после решения двух технических задач: это создание колонны гибких труб, обладающих достаточно высокой циклической прочностью даже за пределами упругости, и промыслового оборудования, обеспечивающего спуск и подъем такой колонны в скважину, а также выполнение всех необходимых технологических операций. В результате решения этих задач появилась новая технология проведения буровых работ и подземного ремонта скважин на основе использования колонны непрерывных гибких труб. Причем име­ется в виду новая технология выполнения не спускоподъемных операций, а всего комплекса работ. К ним относятся подготовка оборудования, выполнение операций ремонта или бурения скважины и свертывание комплекса оборудования.

В 50-х годах Н.В. Богдановым было предложено использовать колонны гибких труб для спуска в скважину электропогружного центробежного насоса. При этом кабель, питающий погружной электродвигатель, располагался внутри колонны гибких труб. Подобное решение позволяло не только ускорить процесс выполнения спускоподъемных операций при смене насоса, но и обеспечивал сохранность кабеля при эксплуатации искривленных скважин. Однако практическая реализация этого предложения в сколько-нибудь широких промышленных масштабах в то время была нереальна.

Тогда же были разработаны и доведены до практического внедрения конструкции буровых установок с применением непрерывных колонн гибких труб – шлангокабелей. По существу, они представляли собой резинометаллические рукава большого диаметра.
Работы по их созданию проводили, в частности, специалисты Франции и нашей страны. Совместные испытания осуществляли на опытной буровой установке, однако в силу ряда причин их промышленное внедрение не состоялось.

Тем не менее, и у нас в стране, и за рубежом продолжали разрабатывать оборудование подобного класса. Уже первые пробные его варианты показали, что, несмотря на очевидную простоту самого принципа новой технологии проведения подземного ремонта, его реализация требует создания машин нового типа, ранее не существовавших и не имевших аналогов ни в одной отрасли машиностроения. Еще большую проблему представляла разработка технологии изготовления гибких труб, прочность и долговечность которых соответствовали бы условиям их эксплуатации.

Как и любое новое направление техники, оборудование с применением колонн гибких труб и технология их производства создавались не на пустом месте. К этому моменту уже существовали машины для спуска в скважину под давлением кабеля и труб. Были разработаны технологии производства электросварных труб.

В общих чертах проследить историю создания этого вида оборудования можно на основе патентов (полученных прежде всего в США и России).

Состояние, в котором находятся разработка, изготовление и эксплуатация оборудования с использованием колонны гиб­ких труб в нашей стране традиционно как и для любого нового направления развития техники и технологии. С одной стороны, у нас разработано достаточно много оригинальных технических решений, а с другой стороны, их внедрение в
производство отстает в отличие от аналогичных ситуаций в зарубежных фирмах. Накопленный последними большой опыт в области производства и эксплуатации оборудования подобного типа, а также отечественные наработки позволяют сделать вывод о том, что принципиально все основные технические вопросы можно считать решенными.

 В настоящее время апробированы в эксплуатации различные конструктивные схемы, имеется достаточно большая элементная база для создания агрегатов. Кроме того, разработаны и испытаны разные варианты технологий выполнения работ с использованием агрегатов нового типа. Естественно, что процесс совершенствования и конструкций агрегатов, и реализуемых технологий будет продолжаться.

ОСНОВНЫЕ ПРИЕМУЩЕСТВА ОБОРУДОВАНИЯ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ КОЛОНН ГИБКИХ ТРУБ И ОБЛАСТЬ ЕГО ПРИМЕНЕНИЯ

Мировой опыт применения колонн гибких труб насчитывает более 35 лет. И, конечно, за это время были выявлены и неоднократно подтверждались на практике преимущества использования этой технологии проведения работ по сравнению с традиционной. К ним относятся:

а) обеспечение герметичности устья скважины на всех этапах выполнения внутрискважинных операций, начиная с подготовки комплекса ремонтного оборудования, и вплоть до его свертывания;

б) возможность осуществления работ в нефтяных и газовых скважинах без их предварительного глушения;

в) отсутствие необходимости освоения и вызова притока скважин, в которых выполнялись работы с использованием колонны гибких труб;

г) безопасность проведения спускоподъемных операций, так как в данном случае не нужно осуществлять свинчивание –развинчивание резьбовых соединений и перемещать насосно-компрессорные трубы (НКТ) на мостки;

д) значительное улучшение условий труда работников бригад подземного ремонта при выполнении всего комплекса операций;

е) сокращение времени при спуске и подъеме внутрискважинного оборудования на проектную глубину;

ж) обеспечение возможности бурения, спуска забойных инструментов и приборов, а также выполнения операций подземного ремонта в горизонтальных и сильно искривленных скважинах;

з) соблюдение более высоких требований в области экологии при проведении всех операций по ремонту и бурению скважин, в частности, за счет меньших размеров комплексов оборудования для этих целей по сравнению с традиционными;

и) существенный экономический эффект в результате применения колонн гибких труб как при ремонте, так и при проведении буровых работ.

Все эти преимущества новой технологии реализуются при выполнении видов работ, указанных в табл. 1, в которой представлены также ориентировочные объемы проведения каждой операции по отношению к общему объему всех работ, выполняемых за рубежом и в нашей стране.

В настоящее время специалисты различных фирм ежегодно выполняют порядка тысячи операций на скважинах с использованием колонн гибких труб.

Применять КГТ начали для осуществления наиболее простых операций при проведении ПРС – очистки колонны труб и забоев от песчаных пробок. При внедрении данной технологии использовали КГТ с наружным диаметром 19 мм. В настоящее время созданы буровые установки, работающие с колоннами диаметром 114,3 мм. При помощи КГТ с промежуточными значениями диаметров в этом диапазоне (19 – 114,3 мм) можно осуществлять практически весь набор операций подземного ремонта скважин и бурения.

Параллельно с совершенствованием и созданием новых технологий выполнения нефтепромысловых работ шло развитие и технологии изготовления гибких труб, а также нефтепромыслового оборудования и инструмента, обеспечивающего их применение.

Характерной особенностью процесса совершенствования данной технологии ведения работ и оборудования для ее реализации является то, что освоение этой группы оборудования идет более высокими темпами, чем в целом всей группы машин для обслуживания скважин. Сейчас можно сказать, что нефтепромысловое оборудование, реализующее традиционные технологии, подошло очень близко к пределу своего совершенства. И оборудование для реализации технологий с использованием КГТ является “прорывом”, обеспечивающим рез­кое повышение эффективности процессов ремонта и бурения скважин, особенно при проведении работ на месторождениях со сложными географическими и климатическими условиями, например, в Мексиканском заливе, Канаде, Северном море, Западной Сибири, на Аляске и побережье Ледовитого океана.

Поскольку в комплекс КГТ не входят мачты или вышки, являющиеся необходимой составляющей традиционного нефтепромыслового оборудования, его удобно применять на морских платформах и различных эстакадах с ограниченными размерами рабочих площадок.

Естественно, что с помощью рассматриваемого комплекса еще в определенной части не достигнуты параметры и режимы работ, которые обеспечивает традиционное оборудование. Однако преимущества КГТ и новые технические решения, способствующие их совершенствованию, позволяют постоянно расширять область применения данного оборудования и повышать эффективность ведения работ. Например, использование колонны гибких труб внесло радикальные положительные изменения в практику бурения нефтяных и газовых скважин, особенно при их заканчивании, а также в технологию выполнения каротажных исследований, работ по вскрытию пласта в сильно искривленных и горизонтальных скважинах.

Перспективы дальнейшего применения КГТ обусловлены, в частности, следующими факторами:

а) к настоящему времени создано оборудование, позволяющее работать с колоннами гибких труб практически всех необходимых диаметров и длин при высоких скоростях спуска и подъема;

б) обеспечена долговечность КГТ в условиях нейтральных и коррозионно-активных жидкостей.

Высокая эффективность работ, выполняемых с использованием КГТ, безусловно повлияет на стратегию и тактику разработки месторождений в будущем. Прежде всего это касается эксплуатации месторождений, расположенных в отдаленных и труднодоступных районах, а также тех, пластовая жидкость которых имеет аномальные свойства. Кроме того, при дальнейшем совершенствовании оборудования, обеспечивающего работу КГТ, можно достичь высокой эффективности проведения всего комплекса работ, связанных с бурением, освоением, эксплуатацией и ремонтом горизонтальных скважин.

Можно выделить основные ключевые направления развития данных технологий в России:

а) расширение класса типоразмеров установок;

б) повышение технического уровня оборудования, эксплуатационных характеристик агрегатов;

в) разработка систем автоматизированного контроля за функ­­ционированием узлов агрегатов и технологическими процессами;

г) создание установок с длинномерными безмуфтовыми тру­бами большого диаметра для забуривания вторых стволов и проходки горизонтальных участков скважин;

д) обеспечение комплектности поставок;

е) возможность сервисного обслуживания;

ж) доступная стоимость.

ОСНОВНЫЕ ПРИНЦИПЫ КОНСТРУИРОВАНИЯ АГРЕГАТА

Разработка агрегата состоит из нескольких этапов.

Вначале определяют набор операций, выполняемых агрегатом. Для решения этой задачи необходимо проанализировать объемы работ, проводимых при подземных ремонтах скважин, как с точки зрения их количества, так и номенклатуры. В результате должны быть выделены группы близких по составу операций. Затем в соответствии с их содержанием устанавливают требования к узлам агрегатов, при выполнении которых реализуется проведение операций. При этом основными факторами, определяющими эти требования, являются характеристики фонда скважин, для обслуживания которых предназначен данный агрегат. Этот этап работ может быть выполнен на уровне объединения, региона и в целом нефтедобывающей отрасли, что обусловливается масштабом решаемых задач.

Полученные данные служат основой для выполнения следующего этапа работ – выбора соответствующих конструктивных схем и проработки основных узлов агрегата, что в итоге позволяет определять их габариты, весовые характеристики и мощность, необходимую для приведения их в действие.

Дальнейшие этапы включают предварительную компоновку необходимых узлов агрегата и выбор соответствующей транспортной базы. Одновременно устанавливают тип приводного двигателя (ходовой или палубный) и его характеристики.

Наиболее ответственными являются начальные этапы, поскольку именно на этих стадиях определяют облик создаваемого агрегата и его параметры, а также концепцию проектируемой машины – создание многопрофильной либо узкоспециализированной установки. Желательно, чтобы эти проблемы решались не для одного типоразмера, а для параметрического ряда в целом, что позволяет оптимальным образом определить тираж изготовления машин с заданными техническими характеристиками. При этом упрощается унификация отдельных узлов и выбор комплектующих изделий.

Осо­бен­ностью разработанной нами методики построения па­ра­мет­ри­че­ско­го ря­да оборудования является от­каз от соз­да­ния машин с гео­мет­ри­че­ски по­доб­ны­ми ки­не­ма­ти­че­ски­ми схе­ма­ми. При этом ка­ж­дый тип схе­мы ус­та­нов­ки име­ет впол­не оп­ре­де­лен­ную об­ласть оп­ти­маль­но­го при­ме­не­ния, вы­ход за пре­де­лы ко­то­рой в сто­ро­ну увеличения приводит к ухуд­ше­ни­ю ее тех­ни­ко-эко­но­ми­че­ских по­ка­за­те­лей (про­грес­си­ру­ю­щему уве­ли­че­нию мас­сы и стоимости), а умень­ше­ния – к снижению экс­плуа­та­ци­он­ных характеристик (ус­лож­не­нию об­слу­жи­ва­ния и ре­мон­та). По­это­му в ка­че­ст­ве ос­нов­но­го прин­ци­па соз­да­ния ряда агрегатов с за­дан­ны­ми па­ра­мет­ра­ми при­ня­то про­ек­ти­ро­ва­ние отдельных ус­та­но­вок с раз­лич­ны­ми прин­ци­пи­аль­ны­ми схе­ма­ми, но при обес­пе­че­нии мак­си­маль­ной уни­фи­ка­ции де­та­лей, из­на­ши­ваю­щих­ся в про­цес­се экс­плуа­та­ции.

§

1.4. Требования к конструкции агрегата

Установки с использованием колонны гибких труб следует создавать компактными и монтировать на автомобильном шас­си с проходимостью, обеспечивающей передвижение в условиях намывных кустов и дорог без твердого покрытия. Оборудование агрегата должно работать при температуре окружающей среды от –45 до 45 °С и быть стойким к агрессивным средам. Необходимо, чтобы монтаж-демонтаж установки на устье скважины проводился без привлечения дополнительной грузоподъемной техники.

Агрегат должен обеспечивать выполнение следующих технологических операций:

а) очистку эксплуатационных колонн от гидратопарафиновых пробок путем промывки горячим солевым раствором с плотностью до 1200 кг/м3 и температурой до 150 °С;

б) удаление песчаных пробок;

в) извлечение бурового раствора из скважины;

г) ловильные работы при капитальном ремонте скважин (КРС);

д) цементирование скважин под давлением;

е) кислотные обработки под давлением;

ж) разбуривание цемента;

з) изоляцию пластов.

Основное оборудование должно состоять из набора блоков.

Первый блок включает:

– катушку с колонной гибких труб;

– монтажное устройство;

– инжектор – устройство, транспортирующее КГТ;

– кабину управления агрегатом;

– насосную (компрессорную) станцию для очистки гибкой трубы от технологической жидкости.

Второй блок включает:

– емкость для технологической жидкости (8 – 10 м3), снабженную теплоизоляцией;

– нагревательное устройство для технологической жидкости. В конструкции следует предусматривать устройства, обеспечивающие ликвидацию отложений на стенках теплообменника нагревателя;

– насос объемного действия для перекачивания технологической жидкости с максимальной подачей 30 л/с и давлением до 70 МПа. Привод насоса осуществляется от ходового двигателя агрегата.

В состав вспомогательного оборудования, которым дол­ж­на укомплектовываться установка, входят:

– уплотнительный элемент устьевой гибкой трубы;

– четырехсекционный противовыбросовый превентор;

– комплект быстроразборного манифольда для технологической жидкости;

– прибор, регистрирующий нагрузку от веса колонны труб;

– комплект внутрискважинного инструмента (локаторы кон­ца трубы, шарнирные отклонители, разъединитель с извлекающим устройством, центраторы колонны, обратные клапаны, струйные насадки, ясы и акселераторы и т.п.).

В комплект оборудования входит инструмент:

– полный комплект инструмента, необходимого для выполнения технологических операций и технического обслуживания агрегата;

– запасные части, которыми установка должна быть обеспечена на три года ее эксплуатации.

Необходимо, чтобы конструкция агрегата соответствовала требованиям техники безопасности, действующим в нефтяной и газовой промышленности:

а) система освещения установки должна быть защищена от взрывов и обеспечивать освещенность на устье скважины, равную 26 лк;

б) уровень звукового давления на рабочих местах не должен быть выше 85 дБ;

в) площадки, расположенные на высоте более 1 м, должны иметь перильные ограждения высотой не менее 1 м;

г) для подъема на платформу агрегата нужны маршевые лестницы с перильными ограждениями шириной не менее 0,75 м;

д) выхлопную систему двигателей агрегатов следует снабжать искрогасителями;

е) пост управления агрегатом нужно размещать с учетом хорошей видимости рабочих мест как у скважины, так и на других участках;

ж) расположение центра тяжести агрегата должно обеспечивать его устойчивое положение при перемещении по дорогам с уклоном до 25° в осевом направлении и до 15° в боковом;

з) агрегат необходимо снабжать электрической панелью с выходом 220/50 В для освещения, зарядным устройством и трансформатором-выпрямителем на 24 В постоянного тока для подзарядки аккумуляторов и аварийным освещением.

Габаритные размеры агрегата в транспортном положении не должны превышать по высоте 4,5 м, а по ширине – 3,2 м.

1.5. Унификация узлов агрегатов

Принимаемая идеология унификации узлов и деталей машин обусловливается серийностью их производства и числом типоразмеров.

Тираж агрегатов, работающих с колонной гибких труб, по сравнению с количеством машин массового производства относительно мал. При этом разброс параметров отдельных типоразмеров установок весьма велик. Следовательно, нецелесообразно унифицировать их металлоконструкции, элементы шасси и другие части, ремонт которых не запланирован, а срок службы соответствует сроку службы всего агрегата.

В данной ситуации важнее унифицировать узлы, сложные в кинематическом отношении, составляющие, обеспечивающие быструю перенастройку при необходимости перехода во время работы с одного диаметра труб на другой, а также узлы, непосредственно не связанные с величиной параметров агрегатов, например, пульты управления, элементы оборудования кабин операторов и другие, а также сложные комплектующие изделия, прежде всего элементы гидропривода.

При выборе комплектующих следует ориентироваться на изделия, применяемые для агрегатов, работающих в аналогичных условиях, к которым прежде всего относятся дорожные и строительные машины, а также транспортная техника. В настоящее время для них освоена широкая гамма комплектующих изделий гидропривода – насосы, моторы, управляющая и регулирующая аппаратура, элементы гидросистем. Эти изделия обладают наибольшей надежностью по сравнению с имеющимися аналогами в других отраслях. Для них создана ремонтная база, система приобретения этих изделий достаточно хорошо отработана.

Что касается унификации уникальных узлов специализированного назначения, то ее следует проводить прежде всего для тех составляющих, параметры которых либо вообще несущественно зависят от их характеристик, либо это прослеживается лишь на определенном интервале. Эта задача должна решаться при проектировании конкретных узлов типа транспортеров гибкой трубы, ее укладчиков, элементов барабанов и уплотнений устья.

Гибкие материалы:  Тип Хордовые. Классы Хрящевые и Костные рыбы». 1 вариант 1) Хорда – это: А) гибкий,... - Ответ

Добавить комментарий

Ваш адрес email не будет опубликован. Обязательные поля помечены *