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

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.

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).

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

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.

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

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.

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.

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.

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].

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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).

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.

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.

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.

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.

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

* 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]

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

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

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.

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.

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

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.

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.

Ловитель внутреннего захвата типа ЛТВ-УБТ

Рис. 10.72. Внутренняя труболовка типа ЛТВ-УБТ

Таблица 10.24

Технические характеристики ловителей ЛТВ

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.

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

Таблица 10.26

Технические характеристики труболовок типа ТВМ1

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

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.

Метчики типа МСЗ, МЭСМетчики типа МБУ, МЭУ

Рис. 10.74. Конструкции метчиков

Таблица 10.28

Техническая характеристика метчиков типа МБ

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

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

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.

Фрезер забойный загнутый типа ФЗВ тяжелого вида (ЗФЗВ)

Рис. 10.76. Конструкция фрезера типа ФЗВ

Таблица 10.31

Технические характеристики фрезеров ФЗВ

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

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

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 Р_ш < 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

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

Фрезер специальный калибрующий типа ФС

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

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.

Фрезер колонный Фрезер колонный Фрезер колонный

Конусный вида ФКК конусный вида 1ФКК конусный вида ЗФКК

Рис. 10.81. Конструкции фрезеров конусных

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

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

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.

Желонка очистная ремонтная типа ЖОР

Рис. 10.88. Конструкция желонки типа ЖОР

Таблица 10.44

Техническая характеристика желонок типа ЖОР

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

Пример условного обозначения:

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

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.

Клапан обратный типа КОШ

Рис. 10.90. Конструкция клапана обратного тина КОШ

Таблица 10.46

Технические характеристики клапанов обратных типа КОШ

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.

Устройство задерживающее типа УЗ

Рис. 10.91. Конструкция устройства задерживающего типа УЗ

Таблица 10.47

Техническая характеристика устройств типа УЗ

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

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

Перья выпускаются двух видов:

1 — со скосом;

2 — с зубьями.

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

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

Таблица 10.51

Комплект поставки оборудования типа КОС-02

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.

Воронка типа В

Рис. 10.95. Конструкция воронки типа В

Таблица 10.52

Технические характеристики воронок

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

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).

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).

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.

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.

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

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

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

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.

Рис. 10.101. Конструкция печати

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.

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.