Реконструкция и восстановление скважин
..pdfОкончание табл. 23
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
ТУ 39-0147016-42– |
73 |
5,5 |
Д,Е |
ТТ 95-57 |
9,0–10,0 |
93. Трубы для ка- |
|
6,5 |
Д, Е, Л |
ТТ 98-57 |
Высадка ком- |
питального ремон- |
|
|
|
|
бинирован- |
та скважин |
|
|
|
|
ная, наружная |
|
|
|
|
|
и внутренняя |
ТУ14-161-137–94. |
БК73 |
7 |
Д |
ЗП-86-45 |
8,0–8,4 |
Трубы бурильные, |
БК73 |
9 |
Д, Е, |
ЗП-105М-45 |
9,0–9,45 |
диаметром 73 и 89 |
|
|
Л,М |
|
11,9–12,5 |
мм |
БК73 |
9,19 |
Д, Б, Л |
ЗП-105М-54 |
Высадка ком- |
с приваренными |
БК73 |
9,19 |
Д, Е,Л |
ЗП-105М-51 |
бинирован- |
замками |
БК73 |
9,19 |
М |
ЗП-105М-50 |
ная, наружная |
|
|
|
|
|
и внутренняя |
|
БН76 |
8,5 |
Д,Е |
ЗП-105М-54 |
|
|
БВ89 |
8,0 |
Д,Е |
ЗП-108М-45 |
|
|
БН89 |
6,5 |
Д,Е |
ЗП-121М-73 |
|
|
БН89 |
8,0 |
Д.Е.Л |
ЗП-121М-68 |
|
ТУ14-161-138–94. |
127 |
9,2 |
Д,Е |
ЗП-165-92 |
8,0–8,6; |
Трубы бурильные, |
|
9,2 |
Л |
ЗП-165-86 |
9,0–9,45 |
диаметром 127 мм |
|
9,2 |
М |
311-168-83 |
11,9–12,5 |
с приваренными |
|
12,7 |
Д,Е |
ЗП-168-83 |
Высадка ком- |
замками БК-127 |
|
12,7 |
Л |
ЗП-168-76 |
бинированная |
ТУ14-161-154–95. |
73 |
5,5 |
Д,Е |
ЗП-95-59 |
5,9–6,5; |
Трубы бурильные, |
73 |
5,5 |
Л |
ЗП-95-55 |
8,0–8,4 |
диаметром 73 и 89 |
73 |
7 |
Д,Е |
ЗП-95-55 |
9,0–9,45; |
мм |
89 |
6,5 |
Д.Е |
ЗП-115-73 |
11,9–12,65 |
с приваренными |
Высадка на- |
||||
замками |
|
|
|
|
ружная |
ТУ 4-3-1850–92. |
73 |
7,0 |
Д, К, |
– |
6,0–6,6; |
Трубы бурильные с |
|
|
Е, Л |
|
8,0–8,6; |
высаженными |
|
9,0 |
Д, К, |
– |
11,5–12,4 |
внутрь концами |
|
|
Е,Л |
|
Высадка |
|
|
|
|
|
внутренняя |
|
|
|
|
|
Таблица 24 |
Механические свойства бурильных труб
Показатели |
|
Группа прочности |
|
|||
|
Д |
К |
Е |
Л |
М |
|
Временное сопротивление σв, |
655,0 |
689,0 |
689,0 |
724,0 |
792,0 |
|
Н/мм2, не менее |
||||||
Предел текучести σт, Н/мм2, |
379,0 |
490,0 |
517,0 |
655,0 |
724,0 |
|
не менее |
||||||
|
|
|
|
|
161
Окончание табл. 24
Показатели |
|
Группа прочности |
|
|||
|
Д |
К |
Е |
Л |
М |
|
Не более |
– |
– |
724,0 |
862,0 |
930,0 |
|
Относительноеудлинениеδ, %, |
16,0 |
14,0 |
14,0 |
14,0 |
12,0 |
|
неменее |
||||||
|
|
|
|
|
||
Относительное сужение ψ, |
50,0 |
50,0 |
50,0 |
50,0 |
45,0 |
|
не менее |
||||||
|
|
|
|
|
||
Ударная вязкость, Дж/см2 |
69,0 (7) |
69,0 (7) |
69,0 (7) |
69,0 (7) |
69,0 (7) |
|
(кг см/см2) KCU, не менее |
||||||
KCV, при –60 °С |
39,2 (4) |
39,2 (4) |
39,2 (4) |
39,2 (4) |
39,2 (4) |
3.10. Забойные гидравлические двигатели для реконструкции и восстановления скважин
3.10.1. Винтовые забойные двигатели
Винтовые забойные двигатели (ВЗД) Д-85; Д-105, Д-106 и ДР-106 предназначены для бурения скважин, в том числе боковых стволов, и проведения ремонтно-восстановительных работ в эксплуатационных колоннах с использованием в качестве рабочей жидкости технической воды или бурового раствора плотностью не более 1,3 г/см3 при забойной температуре не более 100°. Двигатели хорошо зарекомендовали себя во многих регионах России и по отзывам потребителей имеют наработку на отказ до 300 ч.
Для бурения прямых участков скважин используется двигатель Д-106, в котором торсион размещен внутри ротора, что сокращает длину и массу двигателя. Для наклонно направленного бурения применяют двигатель ДО-106 – вариант с жестким кривым переводником или ДР-106 – с регулируемым на буровой кривым переводником. Для повышения долговечности опорные поверхности кривых переводников имеют «пятку», армированную твердосплавными зубками. Двигатели могут комплектоваться рабочими органами с различной заходностью. Исходя из конкретных условий бурения и типа породоразрушающего инструмента выбирается рабочая парастребуемой частотой вращения.
162
По принципу действия винтовой забойный двигатель представляет собой планетарно-роторную гидромашину объемного типа с внутренним косозубым зацеплением рабочих органов. Основные детали двигателя – статор и ротор.
Статор выполнен в виде стального корпуса с концевыми резьбами, к расточке которого привулканизована резиновая обкладка, имеющая на внутренней поверхности винтовые зубья левого направления.
Стальной ротор имеет наружные винтовые зубья также левого направления, число которых на единицу меньше, чем у статора. Ось ротора смещена относительно статора на величину эксцентриситета, равную половине высоты зуба.
Шаги винтовых поверхностей ротора и статора пропорциональны числу зубьев этих деталей. Специальный профиль зубьев ротора и статора обеспечивает непрерывный контакт и образование замыкающихся по длине шага статора единичных рабочих камер. Технические характеристики винтовых забойных двигателей приведены в табл. 25, 26.
Жидкость, поступающая в двигатель от насосов установки ремонта скважин, пройдет к долоту в том случае, если ротор двигателя проворачивается внутри обкладки статора, обкатываясь по его зубьям, под действием неуравновешенных гидравлических сил. При этом ротор совершает планетарное движение: геометрическая ось ротора вращается относительно оси статора против часовой стрелки, сам ротор поворачивается по часовой стрелке. За счет разности в числе зубьев ротора и статора переносное вращение редуцируется в абсолютное с передаточным числом, равным числу зубьев ротора, что обеспечивает сниженную выходную скорость вращения и высокий крутящий момент двигателя.
Планетарное движение ротора преобразуется в соосное вращение вала шпинделя при помощи карданного вала, передающего крутящий момент и гидравлическую осевую нагрузку от ротора.
163
164
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Таблица 25 |
|
|
|
|
|
Технические характеристики ВЗД |
|
|
|
|
|||
|
Параметр |
|
|
|
|
Модель |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Диаметр приме- |
Д-43РС |
Д1-75РС |
|
УД-95РС |
ДОТ3-106РС |
ДРУ1-120РС |
Д1-172РС |
ДРУ1-195РС |
|
ДРУ1-240РС |
|
49,0…69,9 |
83,0…98,4 |
|
114,3…124,0 |
120,6…149,2 |
151,0…177,8 |
190,5…250,8 |
215,9…269,9 |
|
285,8…660,4 |
|
|
няемых долот, мм |
|
|
||||||||
|
Максимально до- |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
пустимая нагрузка |
900 |
5000 |
|
6500 |
10 000 |
12 000 |
25 000 |
30 000 |
|
40 000 |
|
на долото, кгс |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Максимально до- |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
пустимый момент |
50 |
280 |
|
580 |
780 |
1100 |
3000 |
3600 |
|
6100 |
|
на корпусные дета- |
|
|
||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
ли, кгc·м |
|
|
|
|
З-66 |
|
|
|
|
З-147 |
|
Присоединительная |
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
З-65 |
|
З-73 |
З-73 |
|
|
З-147 |
|
З-152 |
|
|
резьба к бурильным |
З-35 |
|
З-102 |
З-133 |
|
|||||
|
З-66 |
|
З-76 |
З-86 |
З-152 |
|
З-163 |
||||
|
трубам |
|
|
|
|
|
|||||
|
|
|
|
|
З-88 |
|
|
|
|
З-171 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
Максимальный |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
диаметр шпиндель- |
43 |
78 |
|
96 |
106 |
137 |
172 |
195 |
|
240 |
|
ной секции, мм |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Максимальный |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
43 |
76 |
|
96 |
110 |
121 |
172 |
195 |
|
245 |
|
|
диаметрстатора, мм |
|
|
||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Длинадвигателя, мм |
2760 |
3700–4700 |
|
5265–6265 |
5995–7165 |
5530–6530 |
7710–8710 |
7990–8990 |
|
8235–10235 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Масса двигателя, кг |
27 |
102–126 |
|
229–280 |
308–385 |
383–446 |
960–1112 |
1366–1452 |
|
2078–2390 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
164
|
|
|
|
|
Таблица 26 |
|
Технические характеристики малогабаритных |
|
|||||
|
забойных двигателей |
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Типоразмер |
|
|
|
Параметры |
ТГ-124 |
ТШ-108Б |
ТВ1-102 |
|||
турбинные |
турбинные |
турбинные |
||||
|
секции |
секции |
секции |
|||
|
2 |
3 |
2 |
3 |
3 |
4 |
Наружный диаметр, мм |
124 |
124 |
108 |
108 |
102 |
102 |
Общая длина, мм |
9160 |
12940 |
8850 |
12270 |
14600 |
19200 |
Масса, кг |
930 |
1330 |
435 |
610 |
630 |
740 |
Диаметр долота, мм |
139,7– |
139,7– |
120,6– |
120,6– |
118– |
118– |
|
158,7 |
158,7 |
151 |
151 |
151 |
151 |
Присоединительные резьбы: |
|
|
3-76 |
|
|
|
– к долоту |
3-88 |
3-88 |
3-76 |
3-76 |
3-76 |
|
– к бурильным трубам |
3-88 |
3-88 |
3-88 |
3-88 |
3-88 |
3-88 |
Расход жидкости, плот- |
12 |
10 |
10 |
8 |
11 |
11 |
ностью 1000 кг/м3, л/с |
||||||
Частотавращения, об/мин |
900 |
750 |
990 |
790 |
900 |
900 |
Момент силы, Н·м |
450 |
470 |
215 |
205 |
100 |
135 |
Перепад давлений, МПа |
8,9 |
9,3 |
9,4 |
9,0 |
9,0 |
12,0 |
Карданный вал состоит из двух двойных зубчатых шарниров, заполненных консистентной смазкой, и промежуточной трубы. Шарниры с трубой в двигателе Д-85 ротором и муфтой шпинделя соединяются посредством конических сопряжений с плоскими хвостовиками.
Шпиндель двигателя включает осевой многоступенчатый подшипник качения и радиальные резино-металлические опоры.
3.10.2. Малогабаритные турбобуры
Турбобур представляет собой многоступенчатую гидравлическую турбину, к валу которой непосредственно или через редуктор присоединяется долото. Каждая ступень турбины состоит из диска статора и диска ротора. В статоре, жестко соединенном с корпусом турбобура, поток бурового раствора меняет свое направление и поступает в ротор, где отдает часть своей гидравлической мощности на вращение лопаток ротора
165
относительно оси турбины. При этом на лопатках статора создается реактивный вращающий момент, равный по величине и противоположный по направлению вращающему моменту ротора. Перетекая из ступени в ступень, буровой раствор отдает часть своей гидравлической мощности каждой ступени. В результате вращающие моменты всех ступеней суммируются на валу турбобура и передаются долоту. Технические характеристики турбобуров приведены в табл. 27.
Таблица 27
Технические характеристики турбобуров и турбобуров-отклонителей
Параметры |
|
Модели |
|
|
А6Ш |
Т12МЗЕ-172 |
3ТСШ1-172 |
||
|
||||
Диаметр корпуса наружный, мм |
164 |
172 |
172 |
|
Длина, мм |
17250 |
7940 |
25400 |
|
Масса, кг |
2095 |
1057 |
3530 |
|
Количество ступеней |
212 |
106 |
336 |
|
в турбобуре, шт. |
||||
|
25–28 |
|
||
Расход рабочей жидкости, л/с |
20–25 |
20–25 |
||
Частота вращения вала, с–1 |
7,8–9,8 |
10,5–11,7 |
8,3–10,5 |
|
(об/мин) |
(468–588) |
(630–702) |
(498–630) |
|
Перепад давлений, МПа |
4,3–6,6 |
2,85–3,5 |
5,7–8,8 |
|
Момент силы на выходном |
680–1079 |
559–687 |
1128–1765 |
|
валу, Н·м |
||||
|
|
|
||
Рекомендуемые диаметры |
190,5 |
190,5–215,9 |
190,5–215,9 |
|
применяемых долот, мм |
||||
|
|
|
||
Присоединительные резьбы |
|
|
|
|
по ГОСТ 5286–75: |
|
|
|
|
– к бурильным трубам |
З-121 |
3-147 |
3-121 |
|
– к долоту |
З-117 |
3-117 |
3-117 |
3.11. 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.
166
3.11.1. Метчики
Универсальный эксплуатационный метчик МЭУ (рис. 43, а, рис. 44) предназначен для захвата с последующим извлечением оставшейся в скважине колонны насосно-компрессорных труб, оканчивающихся муфтой, путем врезания ввинчиванием во внутреннюю поверхностьтрубы имуфты.
Ловильная резьба универсального метчика – специального профиля, конусностью 1:8. Выпускается с правой и левой резьбой.
Специальный эксплуатационный метчик МЭС (рис. 43, б, рис. 45) предназначен для захвата с последующим извлечением оставшейся в скважине колонны насосно-компрессорных труб (гладких и высаженных), оканчивающихся муфтой, путем врезания ввинчиванием в резьбу муфты. Ловильная резьба метчиков с профилем и размерами резьбы соответствующей насоснокомпрессорной трубы, конусностью 1:16.
Рис. 43. Ловильные метчики: |
Рис. 44. Ловильный |
Рис. 45. Ловиль- |
а– универсальныйтипаМЭУ; |
метчик универсаль- |
ный метчик типа |
б – специальный типа МЭС; |
ный типа МЭУ |
МЭС |
1 – присоединительнаярезьба; |
|
|
2 – ловильная резьба |
|
|
|
|
167 |
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 метчикамдля насосно-компрессорных труб.
Метчики ЛМ (рис. 46) ловильные предназначены для захвата путем ввинчивания во внутреннюю поверхность и последующего извлечения трубчатых элементов колонн при проведении ловильных работвнефтяных, газовых игеологоразведочных скважинах.
Метчик ЛМ представляет собой патрубок, в верхней части которого выполнена присоединительная резьба, в нижней части резьба с конусностью 1:16. Метчики изготавливаются из кованой легированной стали. В зависимости от условий применения метчикимогутиметь различные конструктивные исполнения.
Выпускаются с правой и левой резьбой.
Метчики ловильные гладкие ЛМГ
Метчики ловильные гладкие ЛМГ (рис. 47) предназначены для захвата и извлечения муфт, замков или других предметов, имеющих в верхней части цилиндрическое отверстие. Захват производится путем запрессовки метчика в отверстие ловимого предмета.
Метчик ловильный гладкий ЛМГ представляет собой патрубок, в верхней части которого выполнена присоединительная резьба, в нижней части находится коническая ловильная поверхность с конусностью 1:64. Метчики изготавливаются из кованной легированной стали.
Метчик ловильный МБУ (рис. 48) предназначен для захвата и последующего извлечения оставшейся в скважине бурильной колонны путем врезания ввинчиванием в тело утолщенных элементов извлекаемой колонны. Предназначены для работы во всех макроклиматических районах по ГОСТ 16350–80,
ТУ 26-16-281–90 (МБУ).
168
Рис. 46. Метчик ЛМ |
Рис. 47. Метчик |
Рис. 48. Метчик |
ловильный |
ловильный гладкий ЛМГ |
ловильный МБУ |
3.11.2. Ловильные колокола
Колокола ловильные (рис. 49–53) предназначены для извлечения оставшейся в скважине колонны бурильных или на- сосно-компрессорных труб. Захват происходит навинчиванием колокола на наружную поверхность труб.
Рис. 49. Ловильные колокола: а – несквозной |
Рис. 50. Колокола |
типа К; б – сквозной типа КС; 1 - присоедини- |
ловильные ЛК, К |
тельная резьба к колонне; 2 – ловильная резь- |
|
ба; 3 – присоединительная резьба к воронке |
|
|
169 |
Рис. 51. Колокол КС Рис. 52. Колокол ЛКН Рис. 53. Колокол ЛКГ
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 колоннылевых трубцеликоми правых труб по частям.
Колокола ловильные ЛК, К предназначены для захвата с поседующим извлечением оставшейся в скважине колонны бурильных или насосно-компрессорных труб путем врезания навинчиванием на их наружнюю поверхность. Полный установленный ресурс по числу нарезаний – 2 раза.
Предназначены для работы во всех макроклиматических районах по ГОСТ 16350–80, ТУ 26-16-284–90.
Колокол ЛК, К представляет собой патрубок, в верхней части которого выполнена присоединительная резьба, в нижней части – внутренняя ловильная резьба с конусностью 1:16.
170