Определение показателя фильтрации промывочных жидкостей на приборе ВМ-6

Прибор ВМ-6 состоит из плунжера 1, груза-шкалы 2, ци­линдра 3 с ввернутой в него втулкой 4, иглы 5, фильтрационного стакана 6, основания 7, пробки 8, резиновой прокладки 9 и бумажного фильтра 10.

В комплект прибора входят бачок для масла емкостью 0,5 л, обеззоленная фильтровальная бумага или готовые фильтры диаметром 70 мм.

Максимальная водоотдача, которую можно измерить непосредственно на приборах ВМ-6, составляет 40 см³ за 30 мин. Для того чтобы можно было измерить больший показатель, к прибору прилагаются бланки с двойной логарифмической сеткой. Зависимость водоотдачи от времени на такой сетке выражается прямой линией

а

б

Рисунок 4.16 – Схема прибора ВМ-6 (а) и бланк с двойной логарифмической сеткой (б)

Техническая характеристика ВМ-6:

- Предел измерения показателя фильтрации за 30 мин при диаметре

фильтра 75 мм, см³............................................................................... 40

- Цена деления шкалы, см³...………....................................................... 1

- Погрешность измерения, см³...........................................……........±0,5

- Давление фильтрации, МПа.......................................……............... 0,1

- Фактический диаметр фильтра, мм.................................................. 53

- Объем пробы промывочной жидкости, см³................................….100

Порядок работы:

- смачивают кружок фильтровальной бумаги диаметром 75 мм водой, кладут его на дно поддона, сверху кладут резиновую прокладку и накручивают стакан;

- отверстие в поддоне закрывают пробкой;

- заливают исследуемый буровой раствор в стакан объемом 120 см³, не доливая до края на 3-4 мм;

- навинчивают напорный цилиндр с закрытым игольчатым клапаном на стакан, сверху наливают машинное масло;

- вставляют плунжер в цилиндр (для создания давления 0,1 МПа), и, приоткрыв спускную иглу, легким вращением подводят нулевое деление на шкале к отсчетной риске на втулке цилиндра;

- закрывают спускной игольчатый клапан, открывают отверстие в поддоне, вынув пробку, и одновременно включив секундомер. При открытии отверстия может произойти резкое опускание плунжера на определенную величину («скачок»). Значение «скачка» необходимо вычесть из полученного по шкале значения показателя фильтрации;

- через 30 минут делают отсчет по шкале (глаз должен находиться на уровне отсчетной риски), открывают спускную иглу, выпускают масло и опустившийся плунжер вынимают из цилиндра;

- игольчатый клапан закрывают, цилиндр отворачивают, масло сливают;

- раствор выливают, отвинчивают стакан и достают фильтрационную корку.

Измеряют толщину фильтрационной корки.

Если пренебречь небольшой ошибкой при значениях времени, близких к нулю, то в условиях статической фильтрации промывочной жидкости через фильтровальную бумагу объем фильтрата пропорционален корню квадратному из времени фильтрации

Ф30 - Ф0 = (Фt – Ф0)[(30)0,5/(t)0,5]

где: Ф_t - величина показателя фильтрации по истечение t минут с момен­та начала фильтрации, см³;

Ф₀ - величина ошибки при значениях времени, близ­ких к нулю, см³;

Ф₃₀ - величина показателя фильтрации за стандартное время замера, равное 30 мин, см³.

Ошибка при значениях времени, близких к нулю, возникает в результате способности мельчайших частиц твердой фазы промывочной жидкости про­ходить через фильтровальную бумагу, прежде чем произойдет закупорива­ние ее пор. При измерениях это проявляется в скачке показаний прибора ВМ-6 от нуля до определенного значения, которое называют мгновенной фильтрацией Фо, (см³). После этого через фильтровальную бумагу проникает только фильтрат.

Использование зависимости в практических целях позволяет суще­ственно ускорить процесс определения показателя фильтрации. Так, если принять t = 7,5 мин, то Ф₃₀ = 2 ×Ф_7,5. Таким образом, для приближенной оценки показателя фильтрации за стандартное время замера Ф₃₀ достаточно взять отсчет по шкале прибора ВМ-6 через 7,5 мин с момента начала фильт­рации и умножить его на два.

Для определения показателя фильтрации, значения которого выходят за пределы шкалы прибора ВМ-6, а также для прогнозирования величины показателя фильтрации по любому произвольному значению времени с момента начала фильтрации можно воспользоваться следующей формулой, выте­кающей из формулы

Ф30 = Фt×[5,477/(t)0,5]

При этом следует помнить, что условия образования фильтрационной корки при любом ускоренном способе определения показателя фильтрации по времени не соответствуют стандартным, в связи с чем ее количественная и качественная характеристики не являются показательными.

68. Определение плотности буровых промывочных жидкостей.

Плотность промывочной жидкости - это масса единицы ее объема. Ее выражают в килограммах на кубический метр или сравнивают с массой такого же объема пресной воды при 4 °С (относительная плотность).

Величина плотности определяет гидростатическое давление на забой и стенки скважины столба промывочной жидкости (Ргс)

Pгc = r × g × H, Па (4.1)

где r - плотность промывочной жидкости, кг/м3;

g - ускорение свободного падения, м/с2;

Н - высота столба промывочной жидкости, м.

Для предупреждения флюидопроявлений, гидростатическое давле-ние столба промывочной жидкости должно превышать пластовое (поро-вое) давление Рпл.

Пластовое (поровое) давление - это давление, создаваемое пласто-выми флюидами (нефтью, газом, водой) на стенки пор горной породы.

Различают нормальное (Рплн), аномально высокое (Рпла.в.) и аномально низкое (Рпла.н.) пластовое давление. Градиент нормального пластового давления принят равным 0,01 МПа/м, что эквивалентно гидростатическому давлению, создаваемому столбом жидкости, имеющей плотность 1000 кг/м3 (столбом пресной воды):

Степень отклонения величины пластового давления от нормального характеризуется коэффициентом аномальности пластового давления:

Kа =,

(4.2)

Для аномально высокого пластового давления (АВПД) Кан > 1, а для аномально низкого пластового давления АНПД Кан < 1.

По правилам безопасности (ПБ) в нефтяной и газовой промышленности п. 2.7.3.2. «Плотность бурового раствора при вскрытии газонефтеводосодержащих отложений должна определяться для горизонта с максимальным градиентом пластового давления в интервале совместимых условий бурения».

Пункт 2.7.3.3. ПБ «Проектные решения по выбору плотности бурового раствора должны предусматривать создание столбом раствора гидростатического давления на забой скважины и вскрытие продуктивного горизонта, превышающего проектные пластовые давления на величину не менее:

- 10% для скважин глубиной до 1200 м (интервалов от 0 до 1200 м).

- 5% для интервалов от 1200 м до проектной глубины.

В необходимых случаях проектом может устанавливаться большая плотность раствора, но при этом противодавление на горизонты не должно превышать пластовые давления на 15 кгс/см2 (1,5 МПа) для скважин глубиной до 1200 м и 25-30 кгс/см2 (2,5-3,0 МПа) для более глубоких скважин».

В интересах обеспечения безопасности проводки скважины стремятся поддерживать плотность промывочной жидкости на уровне, который выше фактически необходимого для удержания флюидов в пласте. Однако это имеет ряд существенных недостатков.

Во-первых, чрезмерная плотность промывочной жидкости может привести к такому повышению давления на стенки ствола скважины, что под действием растягивающих нагрузок ствол разрушится и буровой раствор проникнет в пласт по образующимся трещинам. Такое разрушение называется гидравлическим разрывом пласта. По правилам безопасности н/г промышленности п. 2.7.3.4. «Максимально допустимая репрессия (с учетом гидродинамических потерь) должна исключать возможность гидроразрыва или поглощения бурового раствора на любой глубине интервала совместимых условий бурения» [1].

Если в процессе бурения скважины возникают поглощениях бурового раствора (с выходом или без выхода циркуляции), то по ПБ п. 2.7.3.6. «углубление скважины в таких условиях должно осуществляться по плану с комплексом мероприятий по недопущению газонефтепроявлений. План должен быть согласован с территориальным органом Госгортехнадзора России и противофонтанной службой». Отклонение от требований п. 2.7.3.3. ПБ возможно и «при проектировании и строительстве скважин со вскрытием продуктивных пластов с забойными давлениями приближаю-щимися к пластовому (на равновесии) или ниже пластового (на депрес-сии)». П. 2.7.3.7. «He допускается отклонение плотности бурового раствора (освобожденного от газа), находящегося в циркуляции, более чем на 0,02 г/см3 от установленной проектом величины (кроме случаев ликвидации газонефтеводопроявлений)» [1].

Давление столба промывочной жидкости на стенки скважины, по-мимо удержания пластовых флюидов в пластах, помогает обеспечивать устойчивость ствола скважины. При наличии в разрезе пластичных пород, например каменной соли или неуплотненных глин, давление промывочной жидкости приобретает решающее значение для обеспечения устойчивости ствола. По ПБ п. 2.7.3.5. «В интервалах, сложенных глинами, аргиллитами, глинистыми сланцами, солями, склонными к потере устойчивости и текучести, плотность, фильтрация, химсостав бурового раствора устанавливаются исходя из необходимости обеспечения устойчивости стенок скважины. При этом репрессия не должна превышать пределов, установленных для всего интервала совместимых условий бурения. Допускается депрессия на стенки скважины в пределах 10-15% эффективных скелетных напряжений (разница между горным и поровым давлением пород)» [1].

В земной коре горная порода находится в состоянии равномерного всестороннего сжатия (без учета тектонических сил).

Геостатическое (горное) давление на глубине Н равно давлению вышележащих пород

Рг = rп g Н,

где rп - плотность горных пород, кг/м3.

При циркуляции бурового раствора давление, которое он оказывает на забой и стенки скважины, складывается из гидростатического давления, создаваемого столбом бурового раствора, и давления на преодоление гидравлических сопротивлений при его движении в кольцевом пространстве DРк.п.

Сумму гидростатического давления (Ргс) и потерь давления в кольцевом пространстве (DРк.п.) называют гидродинамическим давлением (Ргд).

Если для расчета DРк.п. использовать формулу Дарси-Вейсбаха, то без учета потерь давления между соединениями бурильных труб и стенками скважины, величина гидродинамического давления (Ргд, Па) будет равна:

n

Ргд = Ргс + DРк.п. = r g H + S {li (ui2 r li) / [2 (Di - dнi)]},

i=1

где n - число интервалов кольцевого пространства с неизменной величиной зазора между трубами и стенками скважины; li - коэффициент гидравлических сопротивлений при движении бурового раствора в i - м интервале кольцевого пространства; ui - скорость потока бурового раствора в i - м интервале кольцевого пространства, м/с; li - длина i - го интервала кольцевого пространства с неизменной величиной зазора между трубами и стенками скважины, м; Di - диаметр скважины на i - м интервале, м; dнi - наружный диаметр труб на i - м интервале скважины, м.

Очевидно, что для предупреждения гидроразрыва пластов и поглощений бурового раствора необходимо, чтобы гидродинамическое давление было меньше давления гидроразрыва (Ргд < Ргр).

Из этих двух давлений регулируемым (управляемым) является только гидродинамическое. Как следует из формулы (4), снижение величины гидродинамического давления возможно за счет уменьшения плотности, вязкости, скорости потока бурового раствора и увеличения зазора между бурильными трубами и стенками скважины.

Во вторых, повышение плотности промывочной жидкости отрицательно влияет на скорость проходки. С ростом гидродинамического давления на забой скважины существенно снижается механическая скорость бурения.

Это объясняется ухудшением условий отрыва и перемещения с забоя частиц выбуренной породы в связи с ростом перепада давления, прижимающего их к забою.

Частицы породы удерживаются на забое силами, обусловленными разностью между гидродинамическим давлением на забой и поровым давлением в разбуриваемом пласте, которую принято называть дифференциальным давлением (Рд)

Рд = Ргд - Рп

Существует три пути уменьшения усилия, прижимающего частицу выбуренной породы к забою:

- уменьшение площади поверхности частицы, на которую воздей-ствует дифференциальное давление;

- уменьшение гидродинамического давления (снижение плотности, вязкости и скорости потока бурового раствора, а также увеличения зазора между бурильными трубами и стенками скважины;

- увеличение пластового (порового) давления на глубине разрушения породы до величины гидродинамического давления, что возможно при высокой мгновенной фильтрации бурового раствора.

В третьих, повышение плотности буровых промывочных жидкостей требует дополнительных расходов на их утяжеление ввод специальных утяжелителей, приготовление и очистку (дополнительное оборудование), а так же поддержание свойств (химическая обработка реагентами). При этом стоимость раствора возрастает. При разбуривании пластов с нормальным давлением стоимость промывочной жидкости не имеет столь существенного значения, т. к. достаточная плотность автоматически достигается благодаря твердой фазе, диспергируемой раствором из проходимых пластов. Поддерживать плотность промывочной жидкости на уровне выше 1320 кг/м3 за счет диспергируемой твердой фазы нельзя вследствие слишком значительного повышения вязкости. В подобных условиях целесообразно утяжелять промывочную жидкость баритом, плотность которого в 1,5 раза выше плотности горных пород, благодаря чему для получения заданной плотности промывочной жидкости требуется значительно меньший объем твердой фазы.

Следовательно, плотность бурового раствора должна быть такой, чтобы совместно с другими технологическими факторами и приемами можно было обеспечить достаточное противодавление на проходимые пласты, но в то же время она не должна заметно ухудшать условия работы долота и эксплуатационные характеристики продуктивных горизонтов. Иными словами, в каждом конкретном случае должно выбираться оптимальное значение плотности бурового раствора.

Для измерения плотности промывочных жидкостей используют ареометр АБР-1, рычажные весы-плотномер ВРП-1, пикнометр, плотномеры АВП-1, ПП-1, индикатор плотности или их импортные аналоги.

69. Назначение, состав и порядок установки на ремонтируемой скважине подъемного агрегата.

Для подземного ремонта скважин необходимы подъемные сооружения и механизмы, а также специальный инструмент. Применяют подъемные сооружения двух видов: стационарные и передвижные. Стационарные подъемные сооружения - это специальные эксплуатационные вышки и стационарные мачты.

Вышки (ВЭТ22 x 50 - вышка эксплуатационная трубчатая, высотой 22 м, грузоподъемной силой 500 кН) изготавливаются из труб и устанавливаются на скважине вместо буровой вышки. Мачты - двуногие, также изготавливаемые из отработанных НКТ, высотой 15 и 22 м, грузоподъемной силой 150 и 250 кН. (МЭСН15 - 15 и МЭСН22 - 25) имеют опоры в виде трубчатых ферм, соединяемые вместе кронблоком в верхней части. Мачты оборудуются маршевыми лестницами, иногда устройствами для подвески штанг и площадкой для верхового рабочего. При установке на скважине мачты укрепляются растяжками. Стационарные вышки и мачты используются лишь 2 - 3 % календарного времени, поэтому их установка может быть оправдана только тогда, когда скважина слишком часто ремонтируется. В противном случае это приводит к неоправданным расходам металла и денежных ресурсов. Поэтому на промыслах используются передвижные мачты, передвижные агрегаты с телескопическими мачтами или складными вышками.

Передвижная мачта на колесном или гусеничном ходу (например, телескопическая мачта ПТМТ-40), широко применяемая на промыслах Башкирии и Татарии, монтируется над центром скважины и для устойчивости расчаливается в два яруса канатными оттяжками. Секции мачты раздвигаются с помощью лебедки трактора. Высота мачты при выдвижении первой секции - 15 м, грузоподъемная сила 400 кН, при выдвижении двух секций - 20 м и грузоподъемная сила 250 кН. При этих грузоподъемностях можно выполнять подавляющую часть работ по ремонту скважин.

В последнее время все большее применение находят самоходные агрегаты для текущего и капитального ремонтов скважин. Так, например, самоходный агрегат А-50У, смонтированный на шасси автомобиля КрАЗ-257, грузоподъемной силой 500 кН, предназначенный для спуско-подъемных операций с насосно-компрессорными и бурильными трубами с укладкой их на мостки перед скважиной, позволяет проводить освоение скважин, текущий и капитальный ремонты, разбуривание цементных пробок в трубах диаметром 146 и 168 мм с промывкой скважины, устанавливать арматуру устья, а также выполнять буровые работы. Агрегат А - 50У (рис. 15.2) состоит из двух барабанной лебедки с приводом от трансмиссии, раздвижной вышки рамной конструкции с талевой системой, ротора с гидроприводом, насосного блока и системы управления. Тяговый четырехтактный восьмицилиндровый дизель ЯМЗ-238 автомобиля мощностью 177 кВт при частоте вращения вала 2100 мин-1 используется для привода подъемной лебедки, насосного агрегата, компрессора и других элементов установки. Грузоподъемная сила агрегата на крюке при оснастке талевой системы 4 x 3 при работе на первой скорости составляет 500 кН, на второй - 345 кН, на третьей - 126 кН и на четвертой - 75 кН. Высота вышки от уровня земли до оси кранблока 22,4 м. На двухосном колесном прицепе установлен промывочный насос 9МГР-61, развивающий наибольшее давление 16 МПа при подаче 6,1 л/с и давление 6 МПа при наибольшей подаче 10 л/с. Насос приводится в действие с помощью карданного вала от двигателя автомобиля. Масса насосного блока с прицепом 4,1 т. Масса всего агрегата 31 т.

На агрегате имеется ограничитель подъема крюка, автоматически отключающий лебедку при затаскивании талевого блока. Вышка агрегата - двухсекционная телескопическая, поднимаемая в рабочее положение гидродомкратами и опирающаяся на опорные винтовые домкраты. Верхняя секция вышки выдвигается при помощи талевой системы и фиксируется на механически управляемых упорах. Вышка для работы расчаливается четырьмя оттяжками к якорям, зарытым в землю, и двумя - к передней части автомобиля. Агрегат устанавливается у скважины на специальную бетонированную площадку, как и все передвижные агрегаты, предназначенные для ремонта

скважин. Управление всеми механизмами агрегата при установке вышки в рабочее положение, как и при спускоподъемных операциях, осуществляется с открытого пульта управления, расположенного на раме агрегата у задней опоры вышки, слева по ходу автомобиля.

Другим типичным представителем самоходных агрегатов для подземного ремонта скважин может служить агрегат «Бакинец»,предназначенный для спуско-подъемных операций с укладкой труб и штанг на мостки. Агрегат смонтирован на гусеничном тракторе Т-100МЗ. Он имеет коробку передач, однобарабаннную лебедку, телескопическую вышку с талевой системой, кулисный механизм подъема вышки, систему управления агрегатом и другие вспомогательные механизмы. Агрегат имеет собственную систему освещения для работы в ночное время с питанием от электрооборудования трактора. Вышка высотой 17,4 м поднимается в рабочее положение кулисным механизмом с винтовым приводом. Верхняя секция выдвигается с помощью талевой системы. В рабочем положении вышка расчаливается шестью оттяжками к якорным петлям, врытым в землю. Всеми механизмами агрегата управляет машинист из кабины трактора. Агрегат «Бакинец-ЗМ» имеет максимальную грузоподъемную силу 370 кН при семиструнной оснастке талевой системы и 320 кН при шестиструнной оснастке на первой скорости подъема крюка, равной соответственно 0,17 и 0,15 м/с. На высшей (четвертой) скорости подъема крюка, равной 0,7 и 0,6 м/с, грузоподъемная сила снижается до 76 и 89 кН при шестиструнной и семиструнной оснастке талевой системы, соответственно. Тяговый двигатель - четырехцилиндровый дизель Д-108 мощностью 66 кВт при частоте вращения вала 1070 мин-1. Масса агрегата 20 т.

Агрегат А-50У для ремонта скважины

1 - передняя опора, 2 - промежуточная опора, 3 - компрессор, 4 - трансмиссия, 5 - промежуточный вал, 6 - гидродомкрат для подъема вышки, 7 - талевая система, 8 - ограничитель подъема талевого блока, 9 - лебедка, 10 - вышка, 11 - пульт управления, 12 - опорные домкраты, 13 – ротор

Агрегат "Бакинец":

1 - опоры мачты; 2 - пульт управления; 3 - барабан лебедки;

4 - кулисный механизм для подъема мачты; 5 - опоры мачты в рабочем положении;

6 - талевый блок и кронблок; 7 - верхнее звено раздвижной мачты

В комплект механизмов для ремонта входят:

 

- промывочные вертлюги грузоподъемной силой до 600 кН для промывки скважины через подвешенные на крюке трубы при одновременном их вращении с помощью ротора;

- облегченные талевые блоки грузоподъемной силой от 150 до 500 кН с количеством шкивов до четырех;

- эксплуатационные облегченные крюки КрЭ грузоподъемной силой от 125 до 500 кН,

- допускающие свободное вращение рога крюка относительно его серьги и снабженные амортизационной пружиной.

Автоматический ключ для труб АПР-2БВ:

1 - корпус автомата; 2 - червячное колесо; 3 - клиновая подвеска; 4 - корпус клина;

5 - плашка; 6 - опроный фланец; 7 - водило; 8 - вал вилки включения маховика;

9 - электроинерционный привод; 10 - стопорный винт; 11 - направляющая планка

клиновой подвески; 12 - центратор; 13 - пьедестал центратора; 14 - фиксатор центратора

Существенным элементом оборудования для подземного ремонта скважин являются автоматические ключи для свинчивания и развинчивания муфтовых соединений труб и штанг, созданные впервые Г. В. Молчановым и в дальнейшем усовершенствованные. Наибольшей трудоемкостью при ремонте скважин отличаются спуско-подъемные операции. Для облегчения этих работ и уменьшения их опасности разработан автомат для свинчивания и развинчивания труб АПР-2ВБ(рис. 15.4), который одновременно выполняет функции захвата и удержания труб в подвешенном состоянии и автоматического их освобождения при подъеме. Автомат состоит из вращателя с червячной передачей, клиновой подвески труб (спайдера), центратора, балансира с грузом для уравновешивания клиньев спайдера и электропривода с переключателем. Вращатель имеет водило 7 (см. рис. 15.4), передающее вращательное усилие облегченному малогабаритному трубному ключу, одеваемому на тело трубы. Блок клиновой подвески состоит из основания подвески и трех шарнирно подвешенных клиньев, удерживающих колонну труб в подвешенном состоянии. Клинья и их плашки сменные и устанавливаются в зависимости от диаметра поднимаемых труб. Блок клиновой подвески вверх и вниз перемещается с помощью балансира с грузом. Электродвигатель мощностью 2,8 кВт взрывобезопасного исполнения снабжен электроинерционным приводом, представляющим собой отключаемый маховик, установленный на валу двигателя. За счет инерции маховика удается значительно увеличить момент на водиле при отвинчивании труб, а также при завинчивании труб большого диаметра при малой мощности электродвигателя. Автомат для подземного ремонта АПР-2 изготавливается в двух модификациях: с электродвигателем во взрывобезопасном исполнении (АПР-2ВБ) с питанием от промысловой электросети 380 В и с гидроприводом (АПР-ГП), представляющим собой объемный гидравлический двигатель, который питается от автономного гидронасоса или гидравлической системы агрегата для подземного ремонта скважин. Гидропривод обеспечивает полную безопасность ведения работ в пожарном отношении, постоянство вращающего момента на водиле при свинчивании и развинчи-вании труб и простоту регулировки. В агрегате АПР-ГП используется гидродвигатель НПА64, позволяющий меньшить массу автомата с 200 до 180 кг, вращающий момент которого легко регулируется настройкой предохранительного клапана гидросистемы.

Во время работы на скважине автомат АПР-2 крепится к фланцу обсадной колонны двумя болтами. Для работы на скважинах, оборудованных погружными центробежными насосами, применяются модернизированные автоматы АПР-2ЭПН с автоматической приставкой, оснащенной центрирующим устройством и механизмом для съема или надевания хомутов для крепления токонесущего кабеля к трубам.

Автоматизация свинчивания и развинчивания штанг при спуско-подъемных операциях осуществляется автоматическим штанговым ключом АШК (рис. 15.5). Ключ АШК состоит из блоков ключа, устьевого кронштейна и реверсивного переключателя. В свою очередь блок ключа состоит из электродвигателя 1 мощностью 0,8 кВт во взрывобезопасном исполнении, редуктора 10, муфты 2, тормозного барабана 7, узла штангового захвата 8 и системы контрключа 6 с вилкой 4. Блок устьевого кронштейна 5 крепится на муфте насосной трубы на устье скважины, а сам ключ подвешивается к кронштейну на пружинной подвеске 9. Блок реверсивного переключателя 3 предназначен для реверсирования двигателя при свинчивании или развинчивании штанг. Автоматический ключ АШК (система Ногаева) управляется вручную или от ножной педали, имеет разрезной вращатель, надвигаемый на квадрат штанги. Под редуктором расположен контрключ, удерживающий подвешенную колонну штанг от вращения. Масса блока ключа составляет 36 кг, масса всего комплекса с блоком устьевого кронштейна - 105 кг. Максимальный вращающий момент на захватном органе ключа равен 800 Н-м. Применение автоматического ключа АШК, кроме облегчения ручных операций и ускорения работ, обеспечивает постоянный крутящий момент для затяжки муфтовых соединений штанг, что способствует сокращению аварий и предотвращает самопроизвольный отворот штанг.

Разработан универсальный ключ 1МШТК-16-60 - механический штангово-трубный ключ для свинчивания и развинчивания штанг диаметром 16, 19, 22, 25, 48 и 60 мм насосно-компрессорных труб. Ключ состоит из вращателя с электродвигателем, электроаппаратуры, приспособлений и инструмента. Вращатель с электродвигателем состоит из червячной пары, двухскоростной зубчатой коробки перемены передач с реверсивным механизмом и электродвигателя. Вращение вала электродвигателя через реверсивный механизм и зубчатую передачу передается червячной паре. К большой червячной шестерне, расположенной горизонтально, прикреплена стойка-водило, передающее вращение штанговому или трубному ключу. Коробка перемены передач с реверсивным механизмом состоит из четы- рех цилиндрических шестерен, сидящих попарно на червячном и шлицевом валах, и одной паразитной шестерни для реверса. На шлицевой вал насажены две дисковые фрикционные муфты включения I и II скоростей. Направление вращения вала электродвигателя, связанное с переходом от подъема к спуску (т. е. от разворачивания муфтовых соединений к заворачиванию), изменяется при помощи реверсивного электрического переключателя типа ПРВ. На передний конец вала электродвигателя насажен маховик, обеспечивающий дополнительный крутящий момент при свинчивании и развинчивании резьбовых соединений. Грузоподъемная сила ключа - 160 кН. Частота вращения водила на первой скорости - 50 мин~~', на второй - 110 мин"1. Крутящий момент - 2600 и 1300 Н • м на первой и второй скоростях. Мощность электродвигателя 1,1 кВт. Масса вращателя с электродвигателем - 66 кг. Ключ крепится болтами к фланцу обсадной колонны и имеет в корпусе вращателя клиновой захват для удержания труб в подвешенном состоянии. В комплект механизмов для подземного ремонта скважин, кроме того, входят различные трубные и штанговые элеваторы, с помощью которых трубы или штанги подхватываются под муфту и удерживаются на весу. Существует много различных конструкций элеваторов грузоподъемностью от 100 до 800 кН. Кроме того, при текущем ремонте испульзуются трубные и штанговые механические и ручные ключи нескольких типоразмеров.

 

 

Автоматический ключ для свинчивания штанг АШК

Текущий ремонт скважин организационно осуществляется цехом по подземному ремонту скважин (ЦПРС), в составе которого может быть несколько участков. Участок объединяет несколько бригад подземного ремонта и бригаду для проведения комплекса подготовительных работ. Число участков и бригад зависит от размера площади, разрабатываемой нефте-газодобывающим управлением, механизированного фонда скважин и его состояния. Бригада подземного ремонта состоит из вахт, число которых может изменяться от 1 до 4. Подготовительные бригады, обычно одна на четыре-пять бригад подземного ремонта, осуществляют следующие работы.

Подготовку площадки у устья скважины для работы бригады текущего ремонта.

Подготовку бетонной площадки для установки подъемного агрегата.

Установку в грунте якорных петель для крепления оттяжек от подъемной мачты или вышки агрегата.

Устройство или ремонт мостков для укладки насосных труб и штанг.

Заготовку и транспортировку к скважине технологической и утяжеленной жидкости для глушения скважины и предупреждения перелива, если в этом возникает необходимость.

Заливку жидкости в скважину промывочным агрегатом и промывку скважины.

 

Подготовку и расчистку прилегающей к скважине территории в радиусе примерно 40 м для размещения на ней культ-будки, осветительных прожекторов, барабана кабеленаматывателя (при ремонте скважины с ПЦЭН). В некоторых случаях подготовительная бригада принимает участие в установке оборудования и агрегата для подземного ремонта. Подготовительная бригада состоит, как правило, из двух вахт и работает в одну или две смены. Бригада возглавляется мастером или начальником участка. Создание подготовительных бригад позволило повысить коэффициент использования оборудования, сократить его простои и время пребывания скважины в ремонте. Специализация работ повысила их качество исполнения. После установки агрегата и мачты бригада подземного ремонта приступает непосредственно к ремонту скважины. Работа бригады по текущему ремонту происходит по четко расписанной инструктивной карте. В ней расписаны все операции и их последовательность для каждого типового ремонта (ШСНУ, ПЦЭН, тип подъемного агрегата и пр.). В подземном ремонте скважин обычно преобладают спуско-подъемные операции. Поэтому при выполнении этих работ широко используются механизмы для свинчивания и развинчивания штанг и труб, а также автоматическая намотка кабеля на барабан кабеленаматывателя.

1.

2.

3.

4.

5.

6.

7.

8.

9.

10.

11.

12.

13.

14.

15.

16.

17.

18.

19.

20.

21.

22.

23.

24.

25.

26.

27.

28.

29.

30.

31.

32.

33.

34.

35.

36.

37.

38.

39.

40.

41.

42.

43.

44.

45.

46.

47.

48.

49.

50.

51.

52.

53.

54.

55.

56.

57.

58.

59.

60.

61.

62.

63.

64.

65.

66.

67.

68.

69.

70. Спуско-подъемные операции с использованием механических ключей (автоматов), применяемый инструмент.