Нефтегазопромысловое оборудование (1). Содержание введени оборудование общего назначения
 Скачать 3.16 Mb.
|
|
8.4. Инструмент для проведения спускоподъемных операций 58 vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943 НЕФТЕГАЗОВОЕ ОБОРУДОВАНИЕ Все работы по подземному и капитальному ремонту сопровождаются спуском в скважину и подъемом из нее труб, штанг и различных инструментов. Поэтому над устьем скважины устанавливается подъемное сооружение - вышка, мачта с оборудованием для спускоподъемных операций (СПО). Эксплуатационные кронблоки являются неподвижной частью талевой системы, изготовляются грузоподъемностью 12.5; 20; 32; 50; 80 и 125 т с числом канатных шкивов 3 ¸ 6. Кронблоки КБН для работы в районах с умеренным климатом и типа КБ — в умеренном и холодном. Изготавливаются двух видов: исполнение I — для передвижных подъемных установок и стационарных эксплуатационных мачт; исполнение II — для стационарных вышек. Пример обозначения: КБН-50 кронблок грузоподъемностью 50 т. Талевые блоки, подвижная часть талевой системы при СПО, предназначены для работы с умеренным климатом (типа БТН) и с умеренным и холодным климатом БТ. По грузоподъемности талевые блоки, подъемные крюки выпускаются как и кронблоки от 12.5 до 125 т. Обозначения: БТ-50 и др. Подъемные крюки, предназначенные для подвешивания элеваторов, вертлюгов и другого оборудования при СПО, изготавливаются двух типов: однорогие (исполнение I) грузоподъемностью до 20 т и трехрогие (исполнение II) грузоподъемностью 321 т и более. Крюки КН — для работы в умеренном климате, КПШ — в умеренном и холодном. Обозначения: КН-50 и др. Штропы служат для подвески элеватора на крюк. Конструктивно это замкнутая стальная петля овальной формы, сильно вытянутая по одной оси. Изготавливают их цельнокатанными или сварными в стыке контактной сваркой с последующей термообработкой. Штропы различают по назначению: буровые нормальные — ШБН; буровые укороченные — ШБУ и эксплуатационные — ШЭ. Для текущего и капитального ремонта скважин выпускают штропы ШЭ-28-П-Б и ШЭ-50-Б грузоподъемностью 28 и 50 т. Трубные элеваторы — для захвата обсадных, бурильных и НКТ применяют нескольких типоразмеров. Элеваторы ЭЗН — одноштропные (СПО с помощью двух элеваторов) грузоподъемностью 15.25 и 50 т. В комплект входят: два элеватора, захватное приспособление и штроп. Пример обозначения ЭЗН60-50, где 60 — условный диаметр трубы, мм; 50 — грузоподъемность, т. Элеваторы ЭГ — одноштропные предназначены для работы с автоматами АПР-2ВБ и спайдерами, грузоподъемностью 16, 50 и 80 т. Элеваторы ЭХЛ (рисунок 49) для НКТ с условным диаметром от 48 до 114 мм, грузоподъемностью 10 ¸ 40 т. Рисунок 49 — Двуштропный элеватор типа ЭХЛ Техническая характеристика Таблица 11 Параметры ЭХЛ-60-15 ЭХЛ-73-25 ЭХЛ-89-35 Грузоподъемность, т 15 25 35 Условный диаметр захватываемых труб, мм 60 73 89 Диаметр расточки под трубу, мм 62 75 92 Габаритные размеры, мм 370 ´115´110 370 ´160´130 395 ´180´145 Масса, кг 59 vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943 НЕФТЕГАЗОВОЕ ОБОРУДОВАНИЕ Штанговые элеваторы ЭШН (рисунок 50) — для захвата колонны штанг и удержания ее в подвешанном состоянии при СПО, грузоподъемностью 5 и 10 т. Конструкция их предусматривает использование двух пар вкладышей для втулок, одна предназначена для штанг Ж12, 16, 19 и 22 мм, вторая - для штанг Ж25 мм. Рисунок 50 — Элеватор штанговый ЭШН 1 — шайба; 2 — шплинт; 3 — штроп; 4 — винт; 5 — вкладыш; 6 — втулка; 7 — корпус. Автоматы типа АПР (рисунок 51) предназначены для механизации операций по свинчиванию и развинчиванию, а также для автоматизации по захвату, удержанию на весу, освобождению и центрированию колонны НКТ. 60 vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943 НЕФТЕГАЗОВОЕ ОБОРУДОВАНИЕ Рисунок 51 — Автомат АПР-2ВБМ 1 — корпус автомата; 2 — червячное колесо; 3 — клиньевая подвеска; 4 — корпус клина; 5 — плашка; 6 — опорный фланец; 7 — водило; 8 — вал вилки включения маховика; 9 — электроинерционный привод; 10 — ось балансира; 11 — направление клиньевой подвески; 12 — центратор; 13 — пьедестал центратора; 14 — фиксатор центратора. Состоят из блоков: электродвигателя, вращателя с водилом, спайдера, центратора. При работе с АПР используются трубные КОТ, КТГ и стопорные КСМ ключи, элеваторы ЭГ и подкладные вилки, а также элеваторы ЭТА и трубные ключи КТГУ-М и КТД. Для механизации процесса свинчивания и развинчивания насосных штанг применяют штанговые ключи АШКТМ, КМШЭ, КАРС (автоматические и механические ключи), принцип аналогичен АПР. Ключи механические универсальные КМУ применяют при текущем ремонте скважин для механизации операций по свинчиванию и развинчиванию НКТ с удержанием на весу и центрированием колонны труб. Наибольшее применение ключ получил при ремонте скважин с погружными центробежными электронасосами. Ключи КМУ-50, КМУ-ГП-50, КМУ-32 имеют электрический инерционный взрывобезопасный с питанием от промысловой сети привод. Универсальный механический ключ КМУ-50 (рисунок 52) состоит из блока вращателя с электроприводом, спайдера с блоком клиньев и блока управления электроприводом. Рисунок 52 — Ключ механический универсальный КМУ-50 1 — блокировочная рукоятка; 2 — механизм совмещения прорезей рабочей шестерни и корпуса; 3 — водило; 4 — редуктор; 5 — электропривод; 6 — сменный механизм; 7 — кронштейн; 8 — вращатель; 9 — спайдер. Вращатель — двухступенчатый редуктор с прямозубой цилиндрической передачей, рабочим органом которого является разрезное колесо с установленным на нем водилом. Корпус вращателя и разрезное колесо имеют прорезь для пропуска насосно-компрессорных труб. Вращатель с электроприводом прикреплен быстросъемными зажимами к поворотной стойке, состоящей из плиты-кронштейна, приваренного к спайдеру. Инерционное устройство позволяет регулировать величину крутящего момента на водиле ключа путем установки соответствующих сменных маховиков. Управление электроприводом — посредством пускателя и кнопочного поста управления. Техническая характеристика: Максимальная нагрузка на спайдере, кН 490 Максимальный крутящий момент на водиле ключа при развинчивании, Н ×м 4410 61 vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943 НЕФТЕГАЗОВОЕ ОБОРУДОВАНИЕ Частота вращения водила, мин -1 60 Диаметр захватываемых труб, мм 48; 60; 73; 89 Габариты, мм 960 ´590´960 Масса, кг: ключа в собранном виде 360 полного комплекта 425 Полуавтоматический спайдер состоит из разрезного корпуса, сменных блоков клиньев для труб диаметром 60; 73 и 89 мм, рукоятки управления и хомута. К корпусу спайдера приварен кронштейн для установки вращателя. Спайдеры предназначены для автоматизации операций по захвату, удержания на весу, освобождения и центрирования колонны насосно-компрессорных или бурильных труб в процессе спуска их в скважину. На рисунке 53 показан автоматический спайдер АСГ-80. Он состоит из корпуса, клиньевой подвески, сменных центраторов и механизма подъема клиньев. Рисунок 53 — Спайдер АСГ-80 1 — вкладыш центратора; 2 — корпус; 3 — корпус клина; 4 — плашка; 5 — подвеска; 6 — пружина ползуна; 7 — направляющая. Техническая характеристика спайдера АСГ–80: Условный диаметр захватываемых труб, мм 60, 73, 89 Грузоподъемность, т 80 Габариты, мм: длина 380 ширина 335 высота 365 Масса, кг: спайдера с подвеской и вкладышем центратора для труб диаметром 73 мм 67 полного комплекта 135 Механический гидроприводной ключ КПР-12 (рисунок 54) предназначен для свинчивания и развинчивания насосно-компрессорных и бурильных труб в процессе выполнения спуско-подъемных операций при текущем и капитальном ремонте скважин. Состоит из следующих основных узлов: трубного ключа, производящего свинчивание и развинчивание с расчетным крутящим моментом; гидравлической насосной станции, создающей требуемые расход и давление масла в гидросистеме, и подвески ключа с гидроподъемником и амортизатором. 62 vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943 НЕФТЕГАЗОВОЕ ОБОРУДОВАНИЕ Ключ представляет собой двухскоростной цилиндрический редуктор с разрезной рабочей шестерней, в которой устанавливаются сменные захваты. Комплектуется объемным стопорным устройством. Гидравлическая насосная станция — электроприводная, соединяется с ключом гидравлическими рукавами высокого давления; устанавливается на расстоянии до 10 м от скважины. Она оснащена ограничителем крутящего момента и предохранительным гидроклапаном. Рисунок 54 — Ключ подвесной разрезной КПР-12 1 — стопор; 2 — ключ; 3 — створка; 4 — упор; 5 — ограничитель ключа и стопора; 6 — болт регулировочный; 7 — рукоятка подъема; 8 — гидроподъемник; 9 — амортизатор; 10 — серьга; 11 — винт; 12 — подвеска; 13 — гидрораскрепитель; 14 — ограничитель крутящего момента; 15 — рукоятка переключения скоростей; 16 — гидрорукав. Техническая характеристика: Условный диаметр свинчивания и развинчиваемых труб, мм: насосно-компрессорных 60 ¸ 114 бурильных 73 ¸ 89 Максимальный крутящий момент, кН ×м 12 Диапазон изменения крутящего момента, кН ×м 0.9 ¸ 12 Мощность привода, кВт 18 Частота вращения, мин -1 : на высшей передаче 75 на низшей передаче 25 Расход рабочей жидкости, л/мин 140 Габариты, мм: ключа 930 ´560´615 станции гидропривода СГП-140/16 1200 ´1010´939 Масса, кг: ключа с захватом под трубу диаметром 73 мм 315 станции гидропривода СГП-140/16 540 Ключ трубный типа КТЛ (рисунок 55) предназначен для свинчивания и развинчивания насосно- компрессорных труб (НКТ) и замков бурильных труб механизированным, а также ручным способом при текущем и капитальном ремонте скважин. 63 vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943 НЕФТЕГАЗОВОЕ ОБОРУДОВАНИЕ Обеспечивает надежный захват НКТ, сохранность НКТ от деформаций. Обладает по сравнению с ключами типа КТГУ в зависимости от типоразмера: меньшей на 20 ¸ 43 % массой; большим на 17 ¸ 4% передаваемым моментом раскрепления НКТ; повышенной в 5 - 10 раз стойкостью сухарей; повышенным в 3 раза сроком службы. Рисунок 55 — Ключ трубный КТЛ 1 — рукоятка; 2 — ось; 3 — пружина; 4 — скоба; 5 — челюсть; 6 — ось; 7 — сухарь; 8 — ручка Техническая характеристика Таблица 12 Показатели Шифр ключей КТЛ-33 КТЛ-48 КТЛ-60 КТЛ-73 КТЛ-89 КТУ-95 КТУ-108 Условный диаметр НКТ, мм 33 48 60 73 89 95 108 Максимальный крутящий момент, кН ×м 2.0 2.5 3.0 4.5 6.0 7.0 8.5 Количество сухарей, шт 1 1 2 2 2 2 2 Габаритные размеры, мм: длина ширина высота 285 130 80 300 135 80 315 165 80 330 165 80 345 190 80 440 203 84,5 455 223 84,5 Масса, кг 2.4 2.7 3.3 3.6 4.0 5.3 6.5 Освоено производство ключей КТЛ-ЗЗ, КТЛ-48, КТЛ-60, КТЛ-73, КТЛ-89, КТУ-95, КТУ-108. Круговой ключ штанговый КШК (рисунок 56) с регулируемыми зажимными плашками применяется для отвинчивания штанг при закрепленном плунжере глубинного насоса. Во время подземного ремонта скважин при заедании плунжера глубинного насоса приходится поднимать трубы вместе со штангами. Так как муфтовые соединения труб не совпадают с соединениями штанг, то после отвинчивания очередной трубы над муфтой, установленной на элеваторе, будет находиться гладкое тело штанги, захват которого штанговым ключом невозможен. В круговом ключе штанги захватываются плашками, имеющими угловые вырезы с зубьями. Одна из плашек неподвижная, прикреплена двумя штифтами к внутренней части ключа, а вторая - подвижная, прикреплена к внутреннему концу зажимного стержня. 64 vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943 НЕФТЕГАЗОВОЕ ОБОРУДОВАНИЕ Рисунок 56 — Ключ круговой штанговый КШК Техническая характеристика: Диаметр отвинчиваемых штанг, мм 12, 16, 19, 22, 25 Диаметр обода ключа, мм 550 Высота зева, мм 32 Масса, кг 5.5 Техническая характеристика цепных ключей Таблица 13 Показатели КЦО-1 КЦН-1 КЦН-2 КЦН-3 Условный диаметр труб, мм 60 ¸ 114 60 ¸ 114 114 ¸ 146 146 ¸ 245 Допустимое усилие на рукоятке, Н 950 950 1150 1400 Длина цепи, мм 667 667 928 1377 Габариты, мм 680 ´100´100 1160 ´100´110 1570 ´122´135 2100 ´152´165 Масса, кг 11.5 14.0 24.0 53.0 Ключи цепные применяются при ручном свинчивании и развинчивании труб различного диаметра. Ключ состоит из рукоятки, двух шарнирно соединенных щек с зубьями с плоскими шарнирными звеньями. Для придания прочности щеки термически обрабатываются. Изготавливаются цепные ключи двух типов: КЦН — ключ цепной нормальный, КЦО — облегченный. Герметизаторы ГУ-48, ГУ-60, ГУ-73 предназначены для герметизации устья в процессе проведения ремонтных работ в скважине. Область применения: спуск-подъем НКТ диаметром 48, 60, 73мм без утечек скважинного флюида на устье при наличии избыточного давления в скважине; опрессовка эксплуатационной колонны; возможность перехода с прямой промывки на обратную и другие работы, связанные с необходимостью герметизации устья скважины. Отличительные особенности: наличие раздвижных металлических опор, перекрывающих кольцевое пространство над уплотнителем. Преимущества: надежная герметизация устья; при возникновении затрубного давления автоматически происходит зацепление муфты с раздвижными опорами, что предотвращает выброс труб; улучшаются условия труда при ремонте скважин; компактность. Находят применение роторные и кабельные герметизаторы. 8.5. Ловильный, режущий и вспомогательный инструменты Инструменты предназначенные для ловли (захвата) и извлечения из скважины бурильных и НКТ, штанг, тартального каната, каротажного кабеля и других элементов оборудования, называют ловильными. Конструкции их чрезвычайно разнообразны. Универсальный эксплуатационный метчик МЭУ предназначен для захвата с последующим извлечением оставшейся в скважине колонны насосно-компрессорных труб, оканчивающихся муфтой, путем врезания ввинчиванием во внутреннюю поверхность трубы и муфты. 65 vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943 НЕФТЕГАЗОВОЕ ОБОРУДОВАНИЕ Ловильная резьба универсального метчика — специального профиля, конусностью 1:8. Выпускается с правой и левой резьбой. Специальный эксплуатационный метчик МЭС (рисунок 57) предназначен для захвата с последующим извлечением оставшейся в скважине колонны насосно-компрессорных труб (гладких и высаженных), оканчивающихся муфтой, путем врезания ввинчиванием в резьбу муфты. Рисунок 57 — Ловильные метчики а) универсальныйтипа МЭУ; б) специальный типа МЭС 1 — присоединительная резьба; 2 — ловильная резьба. Рисунок 58 — Ловильные колокола а — несквозной типа К; б — сквозной типа КС; 1 — присоединительная резьба к колонне; 2 — ловильная резьба; 3 — присоединительная резьба к воронке. 66 vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943 НЕФТЕГАЗОВОЕ ОБОРУДОВАНИЕ Техническая характеристика метчиков типа МЭУ Таблица 15 Типоразмер мечика У сл ов ны й ди ам ет р ло ви ль ны х тр уб , м м (Г О С Т 6 33 -8 0) У сл ов ны й ди а- м ет р ко ло нн ы о бс ад ны х тр уб , в к от ор ой п ро из во ди тс я ло вл я, м м Г ру -з оп од ъе м -н ос ть , т П ри со е- ди ни -т ел ьн ая р ез ьб а, ( за м ко -в ая ) Основные размеры, мм М ас са , к г d d D L МЭУ 36-60 МЭУ 36-60Л 48; В48 114 ¸ 168 30 3 ¸ 50 36 60 65 370 6.5 МЭУ 46-801 МЭУ 46-80Л 60; В60 73; В73 114 ¸ 178 45 3 ¸ 76 46 80 90 455 11.0 МЭУ 69-100 МЭУ 69-100Л 89;В89 140 ¸ 273 60 3 ¸ 88 69 100 108 450 19.0 МЭУ 85-127 МЭУ 85-127Л 102; В102 114; В114 168 ¸ 273 75 3 ¸ 117 85 127 134 560 34.0 Выпускаются с правой и левой резьбой. Ловильные метчики для колонн бурильных труб универсальные МБУ и специальные МСЭ изготовляют с резьбой под направление. Ловильная резьба универсального метчика — специального профиля, конусностью 1:16, а специального метчика — с профилем и размерами резьбы соответствующего ниппеля замка бурильных труб, конусностью 1:4 и 1:6. В остальном универсальные и специальные метчики по конструкции аналогичны метчикам для насосно-компрессорных труб. Колокола ловильные (рисунок 58) предназначены для извлечения, оставшейся в скважине колонны бурильных или насосно-компрессорных труб. Захват происходит навинчиванием колокола на наружную поверхность труб. Ловильные колокола по назначению подразделяются на несквозные К и сквозные КС. Сквозные колокола обеспечивают возможность пропуска сквозь корпус колокола сломанного или безмуфтового конца ловимой трубы с последующим захватом путем нарезания резьбы на наружной поверхности замков или муфты. Все колокола изготовляют правыми и левыми. Правые колокола применяют для извлечения колонны правых труб целиком и левых труб по частям (отвинчиванием); левые колокола - для извлечения колонны левых труб целиком и правых труб по частям. Труболовки предназначены для захвата насосно-компрессорных, бурильных и обсадных труб и извлечения их целиком или по частям из нефтяных и газовых скважин при аварийных ловильных работах. Захват осуществляется путем заклинивания выдвижных плашек между внутренней или наружной поверхностью захватываемой трубой и стержнем или корпусом труболовки. По характеру захвата труб труболовки подразделяются на две группы: внутренние (для захвата за внутреннюю поверхность) и наружные. Труболовки подразделяются на неосвобождающиеся и освобождающиеся (при необходимости освобождение инструмента от захваченных тру б в скважине производится после захвата и фиксации плашек в сомкнутом положении). Труболовки спускают в скважину на колонне бурильных труб. 67 vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943 НЕФТЕГАЗОВОЕ ОБОРУДОВАНИЕ Внутренние и наружные освобождающиеся труболовки исполнения I и со спиральным захватным устройством состоят из механизмов захвата и освобождения, а внутренние неосвобождающиеся - только из механизма захвата. Труболовка внутренняя освобождающаяся типа ТВМ (рисунок 59) изготовляется в двух исполнениях: исполнение I — упирающаяся в торец захватываемой колонны; исполнение II — заводимая внутрь захватываемой колонны на любую глубину. Труболовки изготовляют с резьбами левого направления, они могут извлекать колонны труб как целиком, так и по частям, предварительно отвинчивая. По заказу потребителя труболовки исполнения I могут быть изготовлены с правыми резьбами. Механизм захвата — шестиплашечный, состоит из плашек, стержня и наконечника, В труболовках ТВМ 60-1 механизм захвата — одноплашечный, состоит из стержня с гребенчатой насечкой, плашки и клина. Механизм освобождения включает в себя тормозной башмак, ниппель, фиксатор, корпус и плашкодержатель, обеспечивающий синхронное перемещение плашек по наклонным плоскостям, а также удержание плашек в крайнем верхнем или сомкнутом (при освобождении) положении. В труболовке ТВМ60-1 функцию плашкодержателя выполняет поводок, ввинчиваемый в верхний торец плашки и после освобождения удерживающий плашку в сомкнутом положении. Конструкция труболовок обеспечивает их освобождение от захваченной трубы внутри скважины с фиксацией плашек в сомкнутом положении механическим устройством. Труболовка внутренняя неосвобождающаяся типа ТВ (рисунок 60) изготавливается с резьбами правого и левого направлений. Труболовки с резьбами правого направления могут захватывать и извлекать колонну труб целиком, а труболовки с резьбами левого направления - отвинчивать и извлекать их по частям. Рисунок 59 — Трубоголовка освобождающаяся типа ТВМ а — исполнение I; б — исполнение II; 1 — корпус; 2, 8 — фиксаторы; 3 — стержень; 4 — ниппель; 5 — плашкодержатель; 6 — плашка; 7 — нижний стержень; 9 — пластинчатые пружины; 10 — поводок; 11 — стержень с зубьями. 68 vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943 НЕФТЕГАЗОВОЕ ОБОРУДОВАНИЕ Рисунок 60 — Труболовка внутренняя неосвобождающая типа ТВ а, б — в сборе без центрирующего приспособления; в — в сборе с центрирующим приспособлением (направление с вырезом); г — в сборе с центрирующим приспособлением (направление с воронкой) 1 — переходник; 2 — стержень; 3 — плашка; 4 — клин; 5 — плашкодержатель; 6 — наконечник; 7 — специальный переводник; 8 — направление с вырезом; 9 — направление; 10 — воронка. Механизм захвата труболовок — шестиплашечный; состоит из стержня, плашкодержателя, плашки и наконечника. В труболовках ТВ 48-80 и ТВ 60-93 механизм захвата — одноплашечный, состоит из стержня с гребенчатой насечкой, плашки и клина. Конструкция труболовки позволяет освобождать их от захваченных труб на устье скважины без проведения сварочных работ. Выпускаются труболовки других типов, например, труболовки наружные освобождающие ТНОС и ТНС, труболовки внутренние типа 73 ВТ 60-64, ТВР и т.д. «Ижнефтемаш», кроме оригинальных труболовок, производит комплект ловильного инструмента, который позволяет захватывать и извлекать из скважин насосно-компрессорные трубы, скважинные насосы, забойные двигатели, насосные штанги, штоки сальниковые устьевые, электрические центробежные насосы, а также одновременно извлекать НКТ и насосные штанги при ликвидации аварии. Овершот (рисунок 61) с запорной втулкой предназначен для залавливания за муфту насосно- компрессорных труб диаметром 60, 70 и 89 мм в колонне 5 и 6 дюймов. 69 vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943 НЕФТЕГАЗОВОЕ ОБОРУДОВАНИЕ Рисунок 61 — Овершот 1 — переводник; 2 — упор; 3 — клапан; 4 — пружина; 5 — штифт; 6 — запорная втулка; 7 — корпус; 8 — овершот; 9 — направляющая. Принцип работы: Муфта НКТ, пройдя через овершот, упирается в клапан (3). Клапан, передвигаясь вверх, срезает штифт (5) и запорная втулка (6) падает на овершот (8). Жидкость с НКТ сливается через сливные отверстия упора (2) и клапана (3). Когда аварийных труб в скважине мало, определяем заловились аварийные НКТ или нет по давлению в НКТ, для чего разгружаем инструмент, отверстия в клапане закроются за счет конусной посадки клапана и перекрытия отверстий (А и Б). Давление в НКТ возрастает. Овершоты сменные. Ловильный инструмент неосвобождающего плашечного типа предназначен для ловли и извлечения насосных штанг и насосно-компрессорных труб из эксплуатационной колонны. Ловители изготовляют с резьбой левого направления, их применяют с центрирующими приспособлениями (воронками). Ловители ЛКШ-114 (рисунок 62) предназначены для ловли, отвинчивания и извлечения (целиком или по частям) насосных штанг за тело или муфту в эксплуатационной колонне, а также недеформированных насосно-компрессорных труб диаметром до 48 мм. Ловитель состоит из корпуса 4, удлинителя 1, плашкодержателей 3 и 6, пружины 2, плашек 5 и 8, винта 7 и стопорного винта 9. 70 vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943 НЕФТЕГАЗОВОЕ ОБОРУДОВАНИЕ Рисунок 62 — Ловитель ЛКШ-114 К верхней части корпуса ловителя прикреплен удлинитель, а к нижней — воронка 10. В верхней и нижней частях корпуса на внутренней поверхности предусмотрены специальные пазы с профилем сечения типа «ласточкин хвост», в которых сверху расположены плашки для ловли штанг за тело, а снизу — плашки для ловли штанг за муфту. Плашки перемещаются в корпусе синхронно с помощью специальных плашкодержателей, соединенных между собой винтами, и пружины. Техническая характеристика: Условный диаметр ловимой колонны, мм: наносных штанг: за тело 16; 19; 22 за муфту 38; 42; 46 труб: за тело В33; В42; В48 за муфту В33 Условный диаметр колонны обсадных труб, в которой производится ловля, мм 144 ¸ 168 Грузоподъемность, т 24 Основные размеры (с воронкой), мм диаметр 95 длина 913 Масса (с воронкой), кг 31 Ловитель ЛКШТ-136 (рисунок 63) предназначен для ловли и извлечения насосно-компрессорных и насосных штанг (отдельных или расположенных в несколько рядов) из эксплуатационной колонны. Рисунок 63 — Ловитель ЛКШТ-136 Ловитель состоит из трех захватных ярусов: нижнего — для захвата насосно-компрессорных труб диаметром 73 мм и пучка насосных штанг; среднего — для захвата насосно-компрессорных труб диаметром 48 и 60 мм и насосных штанг за муфту; верхнего — для захвата насосных штанг за тело. В состав каждого яруса входит корпус — верхний 5, средний 6 и нижний 12. Корпусы соединены между собой резьбой; средний и нижний — при помощи переводника 10. В верхнем корпусе расположены две откидные плашки 2 с гребенчатой насечкой, которые укреплены в пазах кронштейна 4 на оси 3. Плашки могут поворачиваться в верхнее (раскрытое) положение и возвращаться в исходное. 71 vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943 НЕФТЕГАЗОВОЕ ОБОРУДОВАНИЕ К верхнему корпусу прикреплен переводник 1 для соединения с колонной бурильных труб, а к нижнему — специальная воронка 15 для направления ловимых штанг и труб внутрь ловителя. В среднем и нижнем корпусах, на внутренней поверхности предусмотрены наклонные пазы с профилем сечения типа «ласточкин хвост», смещенные относительно друг друга на 120°, в пазах расположено по три плашки 9 и 14. В захватной части плашек имеются острые гребенчатые пазы, а с наружной стороны — конусные выступы с профилем сечения типа «ласточкин хвост», которые входят в соответствующие пазы корпусов. Сверху на торцах плашек установлены стаканы 7 и 13, служащие направляющими для пружин 8 и 11. Техническая характеристика: Условный диаметр ловимой колонны, мм: насосных штанг: за тело 12; 16; 19; 22; 25; 28 за муфту 26; 38; 42; 46; 53; 60 труб: гладких: за тело 48 ¸ 73 за муфту 56 ¸ 73 с высаженными концами: за тело 33 ¸ 60 за муфту 18 ¸ 63.5 Условный диаметр эксплуатационной колонны, в которой производится ловля, мм 168 ¸ 273 Грузоподъемность, т 50 Основные размеры (с воронкой), мм: наружный диаметр 136 длина 1146 Масса (с воронкой), кг 95 Штанголовитель типа ШК (рисунок 64) предназначен для извлечения оставшейся в скважине колонны насосных штанг и устьевых штоков. Штанголовители типа ШК выпускают в двух исполнениях: для захвата за тело, муфту или головку насосной штанги; для захвата за муфту или головку насосной штанги. Штанголовители изготовляют с резьбой правого направления; их применяют с центрирующим приспособлением (воронкой). Штанголовитель состоит из переводника 1, нижнего 6 и верхнего 2 корпусов, соединенных между собой резьбой, нижней 7 и верхней 3 пружин, направляющего винта 3, цанги 5, вилки 4, плашек 5 и воронки 10. На внутренней конической поверхности верхнего корпуса предусмотрена вилка с плашками для ловли штанг за тело. Плашки, перемещающиеся внутри корпуса на перьях вилки, удерживаются в крайнем нижнем положении с помощью верхней пружины. 72 vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943 НЕФТЕГАЗОВОЕ ОБОРУДОВАНИЕ Рисунок 64 — Штанголовитель типа ШК а — исполнение 1; б — исполнение 2 В стенке нижнего корпуса имеются три сквозных паза 12 для выхода перьев цанги и байонетный паз 11 для перемещения направляющего винта. Цанга, вставленная в нижний корпус, предназначена для захвата штанг за муфту или головку. При подъеме ловителя цанга подхватывает штангу под муфту или головку и, не вращаясь, движется вниз до упора в бурт нижнего корпуса. При этом головка направляющего винта из крайней верхней точки перемещается в вертикальный участок байонетного паза и удерживает цангу от вращения. Штанголовители спускают в лифтовые насосно-компрессорные трубы на колонне насосных штанг. 73 vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943 НЕФТЕГАЗОВОЕ ОБОРУДОВАНИЕ Технические характеристики штанголовителей типа ШК Таблица 16 Типоразмер штанголовителя И сп ол ьз о ва ни е Условный диаметр НКТ в которых производится ловля, мм Диаметр элементов ловимых насосных штанг (ГОСТ 13877-80), мм Г ру зо по дъ ем но ст ь, т Основные размеры, мм М ас са , к г тела головки муфты D L ШК ´47´19 1 60 12 ¸ 19 26 ¸ 36 26 ¸ 38 6 47 693 4.9 ШК ´47´19-1 2 60 — 26 ¸ 36 26 ¸ 38 6 47 540 3.6 ШК ´57´22 1 73 12 ¸ 22 26 ¸ 46 26 ¸ 46 10 57 762 5.7 ШК ´57´22-1 2 73 — 26 ¸ 46 26 ¸ 46 10 57 607 4.1 ШК ´69´36 1 89; 114 16 ¸ 36 36 ¸ 52 38 ¸ 57 11 69 866 8.5 ШК ´69´36-1 2 89; 114 — 36 ¸ 52 38 ¸ 57 14 69 703 6.0 При ликвидации аварии в скважинах значительный объем работ занимает фрезерование аварийных металлических предметов и разбуривание цемента. Скважинные фрезеры типа ФП предназначены для фрезирования верхнего конца насосно- компрессорных, бурильных и обсадных труб с целью захватывания их ловильным инструментом (рисунок 65). Фрезер — торцевой, с опорно-центрирующим устройством, позволяющим центрировать его относительно оси колонны. Истирающе-режущие участки фрезера армированы композиционным твердосплавным материалом. В корпусе имеются промывочные отверстия и стружкоотводящие противозаклинивающие каналы. Для присоединения фрезера к бурильной колонне на верхнем конце корпуса предусмотрена присоединительная резьба. Скважинные фрезеры-райберы типа ФРЛ (рисунок 66, а) предназначены для прорезания окна в обсадной колонне под последующее бурение второго ствола. Рисунок 65 — Скважинный фрезер типа ФП а б Рисунок 66 — а —– скважинный фрезер-райбер типа ФРЛ б — магнитный фрезер-ловитель типа ФМ 74 vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943 НЕФТЕГАЗОВОЕ ОБОРУДОВАНИЕ Фрезер-райбер состоит из режущей и ловильной частей. Режущая часть включает в себя цилиндрический и конический райберы и кольцевой фрезер. Ловильная часть представляет собой специальный захват, установленный внутри цилиндрического райбера. Магнитные фрезеры — ловители типа ФМ (рисунок 66, б) предназначены для фрезерования и извлечения находящихся на забое скважины мелких металлических предметов с ферромагнитными свойствами. Выпускаются также фрезеры типа ФЗ, ФТК, ФК, ФЗО, ФЗК и др. В процессе ремонтных работ применяют различные вспомогательные инструменты и приспособления. Скважинные механические фиксаторы типа ФГМ (рисунок 67) предназначены для определения местонахождения муфтовых соединений эксплуатационной колонны в скважине. Фиксатор состоит из корпуса, узла фиксации, узла центрирования и патрубка с ловушкой. Корпус 1 — основная деталь фиксатора изготовлен в виде ствола с приваренными к нему наконечниками и ребрами. Резьба в верхней части корпуса, служит для присоединения к колонне заливочных труб. Узел фиксации состоит из трех защелок 3 подпружинных консольными пружинами и закрепленных в прорезях корпуса пальцем 4 и штифтом 5, а также поршня 6, закрепленного в корпусе установочным винтом 8. Рисунок 67 — Скважинный механический фиксатор типа ФГМ Узел центрирования представляет собой три центрирующие пружины 9, закрепленные в корпусе. Патрубок с муфтой и ловушкой 7, соединяемый с нижним концом корпуса при помощи резьбы, служит для создания цементного забоя и улавливания поршня с целью повторного использования (на рис. 26 показана только ловушка). Труборез-фрезер ТФ предназначен для резки насосно-компрессорных, обсадных труб и бурильных труб. Труборез обеспечивает: резку толстостенных труб путем воздействия давления промывочной жидкости на резцы; возможность использования как самостоятельно, так и с якорем. Присоединительные резьбы по ГОСТ 633-80. Универсальная печать типа ПУ2 (рисунок 68) предназначена для определения по оттиску, полученному на её алюминиевой оболочке, положения верхнего конца объектов, оставшихся в скважине вследствие аварий. Основными узлами печати являются корпус с деталями для получения оттиска предметов и зажимное устройство. 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 и нарезана трапецеидальная резьба. По винту и резьбе движется зажимное устройство, при помощи которого зажимаются «перья» алюминиевой оболочки. 75 vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943 НЕФТЕГАЗОВОЕ ОБОРУДОВАНИЕ Рисунок 68 — Универсальная печать типа ПУ2 Зажимное устройство состоит из нажимной втулки 5 и нажимной гайки 3. На верхнюю часть корпуса навинчивается переводник 1 с замковой резьбой бурильных труб для присоединения к колонне труб, на которых печать спускается в скважину. Печать в собранном виде медленно спускают в скважину на бурильных трубах. При необходимости спуск производят с промывкой, печать устанавливают в скважине на верхнем конце объекта. Нагрузка для получения отпечатка не должна превышать 20 кН. 76 vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943 НЕФТЕГАЗОВОЕ ОБОРУДОВАНИЕ Техническая характеристика универсальной печати типа ПУ2 Таблица 17 Типоразмер печати Условный диаметр колонны обсадных труб и НКТ, мм Максимальная рабочая нагрузка для получения отпечатка, кН Основные размеры, мм Масса, кг D L ПУ2-102 102* 20 75; 84 295 4.5 ПУ2-146 140 ¸ 146 106; 112; 118 360 10.0 ПУ2-168 168 125; 131; 137; 141 430 18.0 * Диаметр колонны насосно-компрессорных труб. Скважинный пробойник для насосно-компрессорных труб типа «ОСА» (рисунок 69) — высокоэффективный инструмент для ремонта скважин предназначен: Рисунок 69 — Скважинный пробойник «ОСА» для сообщения полости труб с забоем скважины путем пробивки стенки НКТ без использования в подземном оборудовании дополнительных устройств, таких как разрушаемые болты и диафрагмы, управляемые и съемные клапаны и др.; для резки прихваченной в скважине колонны НКТ. Инструмент выпускается в двух модификациях: свободного сбрасывания с приводом от столба жидкости; опускаемый на штангах. В трубу НКТ сбрасывается или опускается на штангах инструмент. После достижения необходимого интервала из корпуса инструмента выходит жало и после пробивки отверстия в НКТ автоматически утапливается в корпусе (рисунок 69). При спуске инструмента на штангах возможно пробивание множества отверстий в одном сечении — т.е. осуществляется резка труб. 77 vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943 |