технология бурения. (исправленное) Технология бурения скважин.. 1. Цель процесса Характеристики условий его выполнения
 Скачать 277.94 Kb.
|
|
1. Цель процесса; 2. Характеристики условий его выполнения; 3. Описание технологии (процесса) 3.1. Возможные способы выполнения процесса(классификация способов) 3.2. Алгоритм выполнения наиболее распространенного способа; 3.3. Принципы выбора рационального способа; 3.4. Параметры управления и контроля основного процесса 4. Показатели процесса и критерии эффективности 5. Необходимое оборудование для реализации наиболее распространённого способа (технологии). Процесс выполнения спуско-подъёмных операций с бурильными трубами. 1. Цель процесса; Спуско-подъемные операции (СПО) являются одной из основных операций техно- логического процесса проходки скважины. Они предназначены для выполнения следующих задач: спуск-подъем породоразрушающего инструмента по причине его износа или изме- нения свойств пород, диаметра ствола, а так- же по окончании процесса бурения скважины; подъем проб керна, шлама, пластово- го флюида; крепление скважины обсадными тру- бами; спуск-подъем инструмента при лик- видации аварий; проведение специальных работ в скважине (тампонаж, вызов притока); проведение исследований в стволе (каротаж, исследование пласта). 2. Характеристики условий его выполнения; Для выбора технологии выполнения СПО нужно знать условия работ.В качестве основных характеристик условий работ следует назвать следующие: 1) параметры скважины: назначение, конструкция (глубина, диаметр, профиль ствола, количество стволов); 2) показатели процесса проходки ствола: длина рейса (стойкость инструмента, длина пробы керна), механическая скорость бурения. 3) параметры колонны бурильных труб (КНБК): конструкция труб и их соединений, длина свечи. 3. Описание технологии (процесса) Перед бурением скважины КНБК собирают на полу вышки. Вначале на долото навинчивают наддолотный переводник, затем соединяют УБТ и стабилизаторы. После этого КНБК спускают в скважину и подвешивают в роторе на последнем замке (на муфте). Бурильные трубы укладывают на мостках, прилегающих к буровой. Для подъема каждой бурильной трубы используют малый подъемный кран, установленный на буровой. Каждую трубу размещают сначала в шурфе для двухтрубки перед спуском ее в скважину. спуск подъем инструмент бурение Ведущую трубу и ее направляющие вкладыши помещают в шурф, пробуренный рядом с шурфом для двутрубки. В подвышечном основании дня них выполнены отверстия. Оба шурфа обсаживают трубами Ведущую трубу и ее направляющие вкладыши поднимают из своего шурфа и соединяют с бурильной трубой в шурфе для двухтрубки. Всю компоновку затем поднимают и подают к ротору для соединения с КНБК. Бурильные трубы соединяют с верхней частью УБТ с помощью пневматического бурового ключа и специального машинного ключа с сухарями. Пневматический ключ используют для первичного свинчивания, а машинный ключ -- для окончательного крепления. После этого бурильную колонну спускают в скважину и включают ротор для передачи вращения бурильной колонне Ведущую трубу медленно опускают до тех пор, пока долото не достигнет забоя На поверхности это заметно по уменьшению веса бурильной колонны (или, так называемая, осевая нагрузка на долото) Нагрузку определяют по индикатору веса на пульте управления бурильщика, соединенному гидравлическим шлангом с датчиком натяжения, который, в свою очередь, соединен с креплением неподвижного конца талевого каната. Бурильщик регулирует нагрузку на долото в соответствии с требованиями программы бурения, подготавливаемой технологическим отделом. Каждый тип породы требует различных сочетаний нагрузки на долото и частоты вращения для достижения максимальной проходки. Таким образом, скважину бурят при переменной осевой нагрузке на долото, вращении и промывке. Большинство ведущих труб имеет длину 12 м, что позволяет пробурить скважину на глубину 12 м, когда верхняя часть ведущей трубы достигает ротора. Затем скважину бурят при добавлении дополнительных труб в состав бурильной колонны (наращивание). Обычно сначала наращивают по одной трубе путем поднятия всей ведущей трубы над ротором. После этого под верхней муфтой бурильной трубы устанавливают клинья для удерживания ее в роторе. Затем ведущую трубу отсоединяют и подают к шурфу для двухтрубки, в котором ее устанавливают в муфту заранее доставленной в шурф бурильной трубы. Пневматическим ключом, расположенным на дневной поверхности, сначала свинчивают трубы, а машинный ключ используют для окончательного до-крепления. Затем ведущую трубу поднимают (с помощью лебедки) и соединяют с бурильной трубой, которая удерживается в роторе. Наращенную бурильную колонну спускают в скважину, и начинается снова процесс бурения. На рис. 1. представлена схема процесса наращивания. Процесс наращивания бурильного инструмента повторяется до тех пор, пока не износится долото или не будет достигнута проектная глубина скважины. После этого всю бурильную колонну извлекают из скважины. 3.1. Возможные способы выполнения процесса(классификация способов) Наиболее часто в практике бурения скважин на нефть и газ применяется дискретный способ выполнения СПО на жестких трубах, который выполняется последовательно с процессом разрушения забоя. Хотя в практике достаточно широко применяются способы подъема керна на тросе (съемный керноприемник) или потоком жидкости (гидротранспорт керна). Следует отметить, что хотя СПО при каротаже скважин проводится главным образом на кабеле, в последние годы для этих целей начинают применять обычные и гибкие трубы, при этом процесс бурения и СПО совмещается с каротажем. 3.2. Алгоритм выполнения наиболее распространенного способа;
Примечание. Заштрихованы способы выполнения операций, реализованные в установках глубокого бурения 3.3. Принципы выбора рационального способа; СПО могут производиться последовательно и с совмещением операций во времени. Последнее обстоятельство способствует существенному сокращению затрат времени на СПО (работа с АСП-III).По мере проходки скважины требуется проводить операции наращивания колонны труб. Состав операций и их количество определяется конструкцией вращателя. При бурении ротором для наращивания колонны требуется около 18-20 операций, а при бурении с применением подвижного вращателя (верхнего привода) – всего 6. Затраты времени во втором способе также в 3 –4 раза меньше. Кроме того, имеется возможность наращивать сразу свечу длиной до 24 метров, что позволяет существенно сократить число и время остановок процессабурения, уменьшить вероятность возникновения аварийных ситуаций, снизить травматизм. 3.4. Параметры управления и контроля основного процесса Основными параметрами СПО являются: усилие и скорость подъема (спуска), крутящий момент и число оборотов при свинчивании-развинчивании труб, вес и размеры (диаметр и длина) свечи (трубы), величина и направление перемещения свечи при укладке ее в свечеприёмник. Усилие подъема или нагрузка на крюке (Qкр) зависит от ряда факторов и по мере изменения глубины скважины постоянно изменяется. Величина нагрузки на крюке определяется весом колонны труб, находящихся в скважине, и сопротивлениями движению, а также выталкивающей силой жидкости. При подъеме труб из скважины Qкр рассчитывается по формуле  Для вертикальной скважины и при ориентировочных расчётах Qкр определяется по формуле  В начальный момент подъёма возникают инерционные силы Qu,увеличивающие нагрузку на крюк:  Их величина достигает 1,4 Qкр. Скорость подъема бурильной колонны определяется мощностью подъёмного агрегата буровой установки и ограничивается следующими факторами: - возможностью выброса флюида из скважины в результате снижения давления в скважине ниже пластового;В общем случае сопротивление продольному движению колонны в скважине определяют по методу осевых сил. Силы сопротивления в малоискривлённых скважинах для колонны, движущейся вверх:  Или  При движении колонны вниз силы сопротивления определяются по формуле  или  Силы натяжения бурильных труб, расположенных на участке искривления, определяют в зависимости от вида профиля скважины. Для нижнего конца колонны нагрузку рассчитывают по формуле.  Сумму приращений искривления на участках ствола скважины находят из выражения.  В наклонно направленных и горизонтальных скважинах силы сопротивления рассчитывают, исходя из той же методики, но при этом учитывается влияние нормальной составляющей веса колонны. Применительно к трёхинтервальному профилю М.М. Александров [1] рекомендует для определения сил сопротивления следующие формулы: для колонны, движущейся вверх:  для колонны, движущейся вниз:  . Величина Tg определяется по формуле  где lн – длина той части колонны, которая располагается на наклонном участке скважины; αн – угол искривления наклонного или горизонтального интервала скважины.4. Показатели процесса и критерии эффективности Основными показателями, определяющими эффективность процесса СПО, являются: - количество спуско-подъемных операций в цикле проходки скважины; - затраты времени и энергии на каждую операцию; - общее время подъема – спуска колонны. Основная цель совершенствования технологии СПО – снижение затрат времени и энергии. В практике бурения скважин на нефть и газ используются следующие пути снижения затрат времени и энергии на проведение СПО: 1. Уменьшение числа подъемов колонны бурильных труб за счет: - увеличения проходки на долото; - применения съемного породоразрушающего инструмента; - подъема керна съемным керноприемником; - упрощения конструкции скважины 2. Уменьшение числа операций при каждом подъеме путем увеличения длины свечи вплоть до использования непрерывной гибкой колонны труб или шлангокабеля. 3. Уменьшение затрат времени на спускподъем каждой бурильной трубы путем: - механизации вспомогательных операций; - увеличения скорости подъема за счетувеличения мощности подъемного агрегата и выбора рациональных соотношений скоростей подъема, вплоть до применения бесступенчатого регулирования; - совмещения операций во времени (подъем керна во время бурения потоком очистного агента, проведение свинчивания-развинчивания труб во время спуска-подъема элеватора). 4. Применение верхнего привода для уменьшения времени наращивания и числа наращиваний. 5. Необходимое оборудование для реализации наиболее распространённого способа (технологии). При спуско-подъемных операциях для повышения производительности труда и выполнения требований техники безопасности применяется специальный инструмент: а) элеваторы, используемые при перемещении и удержании на весу как отдельных насосно-компрессорных труб и штанг, так и всей колонны; б) спайдеры, предназначенные для удержания на весу колонны труб; в) ключи, используемые для свинчивания и развинчивания труб и штанг, а также вспомогательные приспособления, облегчающие работу, - направляющие воронки, вилки, лотки и т. д. Элеваторы Элеватор - инструмент, которым осуществляется захват трубы или штанги при подъеме, спуске или удержании на весу. Элеватор подвешивается к крюку талевой системы при помощи серьги или штропов. По конструкции элеваторы подразделяются на балочные и стержневые. Элеватор ЭХ-7 (рис. 5.8.) состоит из массивного кованого корпуса 7, в средней части которого имеется отверстие для насосно-компрессорной трубы, а по краям - отверстия для штропов. Для предохранения трубы от выпадания элеватор имеет затвор 2 и предохранитель. При провисании штропов они фиксируются в корпусе предохранительными пальцами 3, установленными в отверстия корпуса. Затвор и предохранитель устроены следующим образом. Затвор 2 с ввинченной в него рукояткой 4 поворачивается в кольцевой проточке верхней части корпуса. Для предотвращения самоотворачивания рукоятки предусмотрен винт 5. Предохранитель состоит из корпуса 7 с пружинным штоком 6, в который ввинчена ручка 8.  Рис. 5.8. Элеватор ЭХ-7 В верхней части штока имеется скошенный выступ. Чтобы закрыть элеватор, необходимо повернуть рукоятку затвора по часовой стрелке. Не достигнув крайнего положения, рукоятка соприкасается со скошенным выступом штока, и, отжимая его вниз, занимает крайнее левое положение в прорези корпуса элеватора. При этом шток поднимается вверх и таким образом фиксирует закрытое положение элеватора. Чтобы открыть элеватор, необходимо отжать ручку предохранителя и одновременно повернуть рукоятку затвора против часовой стрелки до упора, при этом прорезь затвора совпадает с прорезью в корпусе элеватора, что обеспечивает свободную «зарядку» или «разрядку» элеватора трубой. Элеватор «Красное Сормово» (рис. 5.9.) также относится к балочным двухшфопным элеваторам. Он в основном применяется для спуска и подъема тяжелых колонн.  Рис. 5.9. Элеватор «Красное Сормово» Элеватор состоит из корпуса 3, створки / с рукояткой 9 и замка 8. Массивный кованый корпус имеет по бокам выемки для штропов; их выпадению препятствуют предохранительные пальцы 4. Затвор вращается вокруг пальца 2 и запирается замком 8, вращающимся вокруг оси 5. Замок имеет выступ, на который садится муфта трубы при подъеме ее элеватором, чем предотвращается самооткрывание элеватора под нагрузкой. Пружина 6, надетая на крючок 7, и винт 10 прижимают замок к корпусу, и под действием пружин элеватор при захлопывании затвора запирается автоматически. Элеватор ЭТАД (рис. 5.10.) с захватным автоматическим устройством предназначен для работы с насосно-компрессорными трубами с условными диаметрами от 48 до 114 мм. Элеватор состоит из корпуса с подпружиненными защелками штропов, выдвижного захвата, упоров, запирающего устройства с рукояткой. Захваты элеватора сменные и рассчитаны на определенный диаметр НКТ. Это позволяет использовать один корпус элеватора при спуско-подъеме труб нескольких размеров. Захват включает в себя шток, шарнирно соединенный с двумя челюстями. Шток снабжен шлицами, сопрягающимися с втулкой запирающего устройства. Запирающее устройство служит для фиксации челюстей элеватора в крайних положениях, соответствующих открытому или закрытому состоянию.  Рис. 5.10. Элеватор ЭТАД: 1 - предохранитель; 2 - корпус; 3 -упор; 4 - захват; 5 - рукоятка Элеватор ЭТА (рис. 5.11.) используется для работ как при механизированном свинчивании и развинчивании труб, так и при ручных работах.  При использовании клинового спайдера или автомата АПР. имеющего клиновой захват для подъема и спуска труб, достаточно иметь один элеватор, подвешенный на крюке талевого блока. Он состоит из корпуса 4, серьги 1, соединенных шарнирно. В корпусе размещен захват, состоящий из рукоятки 5, направляющей втулки б с осью штырей 7, направляющих 9, челюстей S. Внутренняя часть корпуса имеет опорную поверхность под захват, на который опирается муфта трубы. Вес колонны труб через захват передается на корпус элеватора. Захват состоит из правой и левой челюстей, соединенных между собой осью. Ось, в свою очередь, соединена со штоком, на котором укреплена рукоятка 5. Рукоятка 5 выполняет функции обычной рукоятки, а также служит для закрывания и открывания челюстей захвата и фиксации их в крайних положениях. Узел захвата быстро заменяем, выбирается в зависимости от диаметра насосно-компрессорных труб. Рис. 5.11. Трубный элеватор ЭТА: 1 - серьга; 2 - палец; 3 - шплинты; 4 - корпус; 5 - рукоятка; б - направляющая втулка; 7-штырь; 8-челюсть; 9 - направляющие; 10 -болт. Элеватор ЭНКБ-80 предназначен для захвата и подвешивания за тело безмуфтовых насосно-компрессорньгх труб в процессе спуско-подъемных операций. Элеватор состоит из корпуса, двух створок (левой и правой) с затвором, клиньев, рычага управления и серьги (рис. 5.12.). Клинья подпружиненны в направлении расклинивания. Левый и правый рычаги при посадке элеватора на трубу автоматически замыкают створки элеватора. Замкнувшиеся створки запираются затвором. Предварительное заклинивание осуществляется рычагом управления. В процессе работы элеватор постоянно подвешен на крюке и работает вместе со слайдером.  Рис. 5.12. Элеватор ЭНКБ-80: 1 - корпус; 2,8- правый и левый рычаги; 3,7 - правая и левая створки; 4 - затвор; 5 - проушины; 6-- клинья створки; 9-клинья корпуса; 10-рычаг управления; 11 – серьгаШтанговые элеваторы предназначены для захвата и подвешивания колонны насосных штанг при спуско-подъемных операциях. Наибольшее распространение получил усовершенствованный элеватор ЭШН (рис. 5.13.).  Рис. 5.13. Штанговый элеватор ЭШН В корпусе 1 элеватора имеется кольцевая расточка, внутри которой вращается втулка 7, расположенная эксцентрично относительно центрального отверстия. В корпусе и втулке имеются разрезы, при совмещении которых штанга может быть введена в элеватор.  Рис. 5.14. Элеватор ЭЗН: 1 -- серьга; 2 - палец; 3 - винт; 4 - затвор; 5 - створка; 6 - корпус; 7 - рукоятка; 8 - захват; 9 - шплинт; 10- штроп Для предохранения элеватора от износа на его опорный выступ устанавливается вкладыш 6, фиксируемый винтом 5. Вкладыш и втулка сменные, изготовляются двух размеров: первый для 16, 19 и 22-мм штанг и второй - для 25-мм штанг. Для удобного обхвата штропа 8 и предотвращения скольжения руки при захвате на внутренней части обеих струн штропа сделаны выступы. Штроп укреплен с обоих концов элеватора шайбами 3 и шплинтами 4. Для предохранения от выпадания втулки в корпус ввинчены два винта 2, концы которых входят в кольцевой паз втулки. Элеватор закрывается поворотом втулки при помощи рукоятки. Шарнирная рукоятка, утопленная в зеве элеватора, предотвращает его самопроизвольное открывание при работе. Элеватор ЭЗН с захватным приспособлением (рис. 5.14.) служит для захвата и подвешивания насосно-компрессорных труб под муфту в процессе спуско-подъема. В комплект входят два элеватора, захватное приспособление и штропы. Захватное приспособление состоит из захвата, затвора и серьги, в которую предварительно одевается штроп. Спайдеры Спайдер СГ-32. Спайдер гидравлический СГ-32 предназначен для захвата за тело и удержания на весу колонны труб в процессе спуско-подъемных операций при текущем и капитальном ремонтах. Он представляет собой (рис. 5.15.) разрезной корпус со сменными клиньями под трубы разных размеров. Клинья управляются посредством гидравлического цилиндра, встроенного в корпус спайдера. Наклонные зубья плашек обеспечивают стопорение колонны, предотвращая ее проворот в процессе свинчивания - развинчивания труб. На слайдере предусмотрено также вспомогательное ручное управление.  Рис. 5.15. Спайдер СГ-32: 1 гидроцилиндр; 2 - рукоятка; 3 - рычаг; 4 - клиновая подвеска; 5 - створка; 6-центратор; 7-корпус Спайдер СМ-32. Механический спайдер СМ-32 предназначен для захвата и удержания на весу колонны насосно-компрессорных труб при спуско-подъемных операциях. Спайдер состоит из корпуса, в нижней части которого расположен центратор, удерживаемый подпружиненным фиксатором, который служит для центрирования насосно-компрессорных труб. С корпусом шарнирно соединены рычаг управления, к одному концу которого прикреплена клиновая подвеска, и створка. Для закрытия зева слайдера створка запирается пальцем, снабженным петлей. Створка и корпус в месте зева в закрытом положении образуют проход для кабеля погружного центробежного электронасоса. Для переноски спайдера к корпусу приварены рукоятки. Клиновая подвеска состоит из трех клиньев: одного центрального и двух боковых. Плашки спайдера для удобства замены унифицированы с платками автомата АПР-2ВБ. В основании спайдера имеются лапы с прорезями для крепления к устью скважины болтами на время подъема и спуска труб. Спайдер АСГ-80. Применяется в тех случаях, когда применение автоматов АПР по каким либо причинам невозможно или нецелесообразно (рис. 5.16.). Спайдер предназначается для автоматизации операций захвата, удержания, освобождения и центрирования колонны насосно-компрессорных труб при текущем и капитальном ремонтах скважин. Применение спайдера значительно облегчает труд операторов и ускоряет ремонт скважин. Спайдер выполнен в виде кольцевого корпуса с внутренним коническим отверстием, внутри которого размещены три клина, которые шарнирно связаны со специальной направляющей.  Рис. 5.16. Спайдер АСГ-80: 1 - вкладыш центратора; 2 -- корпус; f - корпус клина; 4 -- плашка; 5 -- подвеска; 6 - пружина ползунка: 7 -- направляющая С помощью пружины подвеска с клиньями выталкивается в верхнее положение, а в нижнее положение подвеска опускается под действием веса элеватора или колонны труб. Корпус спайдера соединен с центратором, имеющим вкладыши для центрирования спускаемых или поднимаемых колонн труб. Подвески с клиньями и вкладыши центратора сменные. Особенность спайдера АСГ-80 - унификация основных его узлов и деталей с автоматом АПР-2ВБ. К ним относят клиновые подвески в сборе всех размеров, корпус центратора в сборе, втулки центраторов всех размеров, корпус клиньев, клинья, плашки, направляющие и детали подвески клиньев. Ключи Ключ КТН (рис. 5.17.). Труба зажимается ключом в трех местах плашкой, сухарем и челюстью 2. Плашка и сухарь имеют насечки, которые вдавливаются в трубу для предохранения ключа от скольжения. Сухарь 8 удерживается от скольжения по пазу стопорным болтом 9, ввинчиваемым в отверстие в сухаре. Для предотвращения соскальзывания надетого на трубу ключа имеется пружина. Плашка 7 удерживается от скольжения в пазу концом ручки 7, входящим в отверстие в плашке. Чтобы снять ключ с трубы, следует левой рукой взяться за ручку 7, а правой - за рукоятку б, повернуть ее и снять ключ с трубы. /Для работы с автоматами для свинчивания и развинчивания насосно-компрессорных труб применяются высокомоментные ключи.  Рис. 5.17. Трубный ключ Халилова КТН: 1 -ручка; 2 - челюсть; 3 - пружина; 4 - шарнирный палец; 5,9- стопорные болты; 6 - рукоятка; 7-- плашка; 8-сухарь Наиболее изнашиваемые детали этих ключей - плашки и сухари; по мере срабатывания их необходимо заменять. Для обеспечения нормальной и безопасной работы с ключом необходимо периодически очищать металлической щеткой насечки сухарей и плашек, а также проверять пружины и при нес)бходимости регулировать их натяг. Ключ КТНД (рис. 5.18.) предназначен для свинчивания и развинчивания насосно-компрессорных труб, а также муфт к штангам, полированных штоков при ремонте скважинных насосов.  Рис. 5.18. Трубный ключ КТНД: 1 - рукоятка; 2 - круглая плашка; 3 -- плоская плашка; 4 - ручка; 5 -- челюсть; 6 --пружина; 7-винт Ключ состоит из двух основных частей: челюсти 5 и рукоятки 1, шарнирно соединенных между собой. На трубе ключ удерживается пружиной б, прикрепленной одним концом к челюсти, другим - к пальцу шарнира. Натяжение пружины регулируется вращением пальца. В натянутом состоянии пружина закрепляется на пальце винта 7. Для удобства работы ключом на челюсти имеется ручка 4, которая одновременно служит ограничителем движения плашки 3. В данном ключе на оси рукоятки установлена круглая плашка 2 с зубьями на наружной поверхности. Для предохранения плашки от проворота служит фиксатор, который крепится к рукоятке болтом. Ключ КОТ. Взамен трубных ключей КТНД разработаны одношарнирные ключи типа КОТ, в которых усилено крепление челюсти с ручкой, круглая плашка заменена сегментной, улучшена фиксация пружины, исключающая ее поломку. При снижении массы за счет улучшения конструкции челюсти и рукоятки увеличен передаваемый крутящий момент. Ключ КТГ (рис. 5.19.) конструкции Г.В. Молчанова применяется при работе с автоматом АПР. Ключ состоит из рукоятки и створки, шарнирно соединенных с челюстью. При надевании ключа на трубу створка поворачивается вокруг пальца, после чего плотно прижимается к трубе. При повороте ключа за рукоятку последняя создает усилие, прижимающее створку к трубе. Это обеспечивает передачу крутящего момента развинчиваемой (или свинчиваемой) трубе. Ключ КII У-М применяется при механизированном свинчивании и развинчивании труб с помощью автомата АПР-2ВБ и механических ключей КМУ. В отличие от ключа КТГ он имеет дополнительный сухарь 1 на челюсти 6, что увеличивает его надежность (рис. 5.20.).  Рис. 5.19. Трубный ключ КТГ: 1 - рукоятка: 2 - челюсть; 3 - сухарь; 4 - створка Ключ состоит из рукоятки 5 и створки 3, шарнирно соединенных с челюстью 6 при помощи пальца 2. При надевании ключа на трубу створка 3 поворачивается вокруг пальца 2 и под действием пружины 4 плотно прижимается сухарями 1 к трубе. В отличие от КТГУ в ключе КТГУ-М на осях предусмотрены крепления пружинными кольцами, предотвращающими отвинчивание и выпадение осей. Увеличена надежность и долговечность сухарей за счет применения стали марки 12ХНЗА вместо Ст20. Ключи КТД Ключи трубные двухшарнирные изготовляются в двух исполнениях - КТД и КТДУ. Ключ типа КТД применяется для свинчивания и развинчивания насосно-компрессорных труб вручную, а типа КТДУ с укороченной рукояткой - для работы с механизмами.  Рис. 5.20. Трубный ключ КТГУ-М: 1 - сухарь; 2 -- палец; 3 - створка; 4 -- пружина; 5 - рукоятка; 6- челюсть  Рис. 5.21. Ключ трубный КТД: 1 - челюсть малая; 2 - челюсть большая; 3, 6-рукоятки; 4 - пружина; 5 - сухарь Ключ (рис. 5.21.) состоит из большой 2 и малой 1 челюстей, рукояток малой 6 и большой 3, шарнирно соединенных между собой. На оси шарнира большой челюсти и рукоятки насажена пружина 4, стягивающая челюсти к центру образующих дуг, за счет чего ключ удерживается на трубе. На малой челюсти расположен самоустанавливающийся сухарь 5 с дугообразной зубчатой поверхностью, благодаря которой сухарь всей поверхности контактирует с трубой. Это обеспечивает более надежное захватывание трубы, уменьшает давление на контактной поверхности, что предохраняет сухари и поверхности труб от повреждения. Ключи КТМ и КСМ конструкции Г.В. Молчанова применяются при работе с автоматом АПР. Основные детали ключа КТМ - челюсть, створка, защелка, сухарь (рис. 5.22.). Челюсть и створка соединены шарниром. Челюсть снабжена защелкой, взаимодействующей в закрытом положении со специальным шипом, находящимся на створке. Челюсть ключа имеет эксцентричную расточку, по которой перемещается сухарь. При работе ключа водило автомата передает усилие на ролик, установленный на конце челюсти. Под действием сил трения сухарь перемещается относительно челюсти, обеспечивая захват трубы. Ключ КСМ имеет акалогачную конструкцию, но снабжен перекидным упором, форма челюсти у него иная (рис. 5.23). Ключ стопорный используется для стопорения колонн насосно-компрессорных труб при их механизированном свинчива нии и развинчивании. При переходе от развинчивания труб к свинчиванию упор переставляется. При работе рабочие поверхности ключа прилегают к муфте трубы и захватывают ее, не допуская проскальзывания. Надежная работа ключа обеспечивается спиральной расточкой внутренней поверхности челюсти, служащей для заклинивания сухаря между муфтой и челюстью.  Рис. 5.22. Ключ трубный КТМ: 1 - створка; 2 - защелка сухаря; 3 - сухарь; 4 - челюсть; 5 - ролик;  Рис. 5.23. Ключ стопорный КСМ: 1 -- створка; 2 - защелка; 3 -- челюсть; 4 -- перекидной упор; 5 -- сухарь Цепной ключ (рис. 5.24.) состоит из двух щек 2 с зубьями, цепи 3 с плоскими шарнирными звеньями и рукоятки 1.  Рис. 5.24. Цепной ключ Щеки и рукоятка соединены проходящим через середину щек болтом 4 и гайкой 5. Один конец цепи присоединен к рукоятке при помощи пальца б и начального звена 7. Палец б входит в соответствующие отверстия в щеках. Щеки термически обработаны. При установке ключа на трубу 8 зубья щек плотно охватывают трубу и служат опорой для рукоятки. Нажимая на рукоятку можно завинчивать или отвинчивать трубу. Щеки имеют по четыре рабочих сектора. При износе зубцов щеки поворачиваются и в работу включаются зубцы неизношенного сектора. Преимуществами цепного ключа являются простота конструкции и возможность работы одним ключом с трубами различного диаметра. Цепной ключ надежен в работе; установленный на вертикальную трубу, он не падает. Это удобно при свинчивании - развинчивании труб в процессе ремонтных работ на скважинах. В процессе свинчивания - развинчивания труб оператор и помощник оператора поочередно толкают рукоятку ключа и он по инерции продолжает вращаться. Таким образом ключ передается из рук в руки. К недостаткам цепного ключа относятся большая масса, неудобство закрепления ключа на трубе и сложность освобождения трубы при заклинивании ее в щеках ключа, а также истирание и смятие поверхности трубы, что сокращает срок ее службы. Кроме того, часто отмечается проскальзывание и обрывы цепи. У трубного ключа должны быть исправные, несработанные звенья цепи и зубья на челюстях. Работать трубными ключами с применением прокладок между цепью и трубой запрещается. Во время работы следует очищать от грязи зубья на челюстях. Нужно иметь в виду, что при работе с цепным ключом могут быть несчастные случаи при: выпадении ключа го рук рабочего вследствие загрязненности зубьев или их поломке, разрыве цепи, срыве ключа вследствие сработанности зазубрин на щеках ключа и срыве цепи из-за сработанности упоров, расположенных между щеками ключа. Ключи штанговые. Свинчивание и развинчивание насосных штанг и муфт при ремонте скважин осуществляются при помощи штанговых ключей, изготовляемых для проведения работ вручную и с автоматами. Ключ КШ (рис. 5.25. а) предназначен для ручной работы.  Рис. 5.25. Ключи штанговые: а - КШ; 6 - круговой КШК; в - КШШ16... 25; 1 - головка; 2 - рукоятка Круговой штанговый ключ КТТТК (рис. 5.25. 6) с регулируемыми зажимными плашками применяется для отвинчивания штанг при закрепленном плунжере скважинного насоса. Во время подземного ремонта скважин при заедании плунжера скважинного насоса приходится поднимать трубы вместе со штангами. Муфтовые соединения труб не совпадают с соединениями штанг. Поэтому после отвинчивания очередной трубы над муфтой, установленной на элеваторе, будет находиться гладкое тело штанги, захват которого штанговым ключом невозможен. Отвинчивать штанги цепным ключом опасно, так как вследствие пружинящего действия штанги ключ может вырваться из рук и нанести травму. В круговом ключе штанги захватываются плашками, имеющими угловые вырезы с зубьями. Одна из плашек, неподвижная, закреплена двумя штифтами внутренней части ключа, а вторая, подвижная, прикреплена к внутреннему концу зажимного стержня. Взамен штангового ключа КШ разработан ключ штанговьш шарнирный КТТТТТТ16...25, который заменяет ключ КШ трех типоразмеров. Ключ КТТТТТТ 16...25 (рис. 5.25. в) состоит из рукоятки 2 и шарнирной головки 1, прижимаемой пружиной к головке рукоятки. | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||