Если ствол скважины не имеет сужений то целесообразно применять сдвоенный ловитель
Обновлено: 04.07.2024
ГЛАВА 3
Здесь кратко обсуждается основной бурильный инструмент, который, по-видимому, должен применяться при решении вопросов направленного бурения. Для более детальной информации о конкретном оборудовании, необходимо ознакомиться с “Composite Catalog” или с перечнем выпускаемого заводами-изготовителями бурильного инструмента.
Утяжеленные бурильные трубы ( УБТ ).
Рисунок 2-1
УБТ - тяжелые, сделанные из прочной стали трубы. Они устанавливаются в нижней части КНБК и нужны для увеличения нагрузки на долото и придания КНБК необходимой жесткости. Применяются как гладкие, так и спиральные УБТ. В направленном бурении применение спиральных труб более предпочтительно. (см. рис.2-1).
Спиральные выемки на трубах уменьшают площадь контакта между поверхностью трубы и стенкой скважины на 40%, уменьшая при этом вес самой трубы лишь на 4%. Вероятность дифференциального прихвата существенно уменьшается.
Укороченные УБТ (УУБТ).
Их часто называют патрубки и просто являются укороченной версией обычных УБТ. Укороченные УБТ могут быть изготовлены на заводе с самого начала или из обычной УБТ можно (разрезав ее) получить две или более. В направленном бурении УУБТ и немагнитные укороченные УБТ (НУУБТ) нашли широкое распространение в компоновке КНБК. Обычно, компании, занимающиеся направленным бурением, применяют УУБТ различной длины (1,5 м; 3 м; 4,5 м).
Немагнитные УБТ (НУБТ)
Немагнитные УБТ обычно бывают гладкие (без спиральной нарезки). Они изготовляются из высококачественной, нержавеющей стали. Измеряющее магнитное поле оборудование, необходимо разместить в немагнитной трубе такой длины, чтобы на результаты измерения магнитного поля земли не оказывали влияния помехи. Измерительный инструмент изолируется от вредного влияния стальных компонентов КНБК и бурильных труб. Анадриловское оборудование М1, MWD и их вспомогательные элементы располагаются внутри своей собственной специальной немагнитной УБТ. SLIM-1 помещается во внутрь стандартной немагнитной УБТ.
Короткие немагнитные УБТ (немагнитные патрубки)
Немагнитные патрубки - это короткая модификация НУБТ. Они часто изготавливаются из обычных НУБТ укорачиванием. Немагнитный патрубок может устанавливаться между двигателем и MWD, для устранения магнитных помех от двигателя. Он часто устанавливается в КНБК, предназначенных для бурения горизонтальных скважин.
Перепускной переводник
Это переводник “ниппель-муфта“ с установленным внутри перепускным клапаном. Его часто устанавливают выше забойного двигателя. В обычных вращающихся КНБК перепускной клапан вставляется или в переводник долота, или в отверстие около стабилизатора долота.
Наддолотный переводник
Это переводник “муфта-муфта“, устанавливаемый прямо над долотом, если не используется наддолотный стабилизатор долота. Внутрь его устанавливается перепускной клапан. Размеры бывают самые разнообразные.
Шламометаллоулавитель (ШМУ)
ШМУ представляет собой стальной, скошенный к низу переводник с “ юбкой “, надетой на нижнюю, скошенную часть. Все это образует корзину для сбора шлама. Тяжелые частицы, которые не могут быть удалены при циркуляции, оседают в корзине.
Переводник - удлинитель
Это короткий переводник (обычно “муфта-ниппель“), который применяется для точной регулировки КНБК. Перепускной переводник можно использовать как переводник - удлинитель.
Толстостенные бурильные трубы (хевивейт)
Это трубы промежуточного веса с размерами бурильной трубы для более легкого обращения с ними. Их соединения имеют большую длину, что обеспечивает более надежное соединение и предотвращает абразивный износ наружной поверхности труб. Поверхность труб так же защищается против абразивного износа и центральными подушками. Соединения и противоизносные подушки - лучше противостоят изгибу, чем основное тело трубы. Некоторые такие трубы имеют две подушки. Эти трубы - менее жесткие, чем УБТ и имеют меньший контакт со стенками. Вероятность дифференциального прихвата уменьшается. Их свойство контактировать со стенками в трех точках позволяет решить две серьезные проблемы направленного бурения. Они позволяют выполнять бурение с высокими скоростями вращения с меньшим крутящим моментом.
Диапазон размерных величин
Номинальный размер труб
Механические свойства трубной секции
Механические свойства трубной секции
Вес труб с учётом замков
Предельная нагрузка на скручивание
Предель-ная нагрузка на скручива-ние
Рисунок 2-2
Им легче пройти в закривленный участок ствола, у них меньшая площадь касания со стенками. Современная тенденция в конструкции КНБК такова, что количество УБТ стремятся уменьшить и за счет толстостенных бурильных труб получить необходимую нагрузку на долото.
Стабилизаторы
Стабилизаторы являются неотъемлемой частью большинства КНБК в направленном бурении. Стабилизаторы, устанавливаемые над долотом, имеют соединения “муфта-муфта”. В них обычно устанавливается перепускной клапан. У стабилизаторов колонны - соединения типа “муфта-ниппель”. У большинства стабилизаторов - правая винтообразная конфигурация вращения лопастей. Лопасти стабилизаторов покрыты различными твердосплавными материалами. (см. рис. 2-3). Возможны различные конструктивные особенности стабилизаторов. Стабилизаторы применяются для:
· Ликвидация желобов и искривлений ствола
· Контроля отклонения ствола
· Уменьшения риска дифференциального прихвата
Имеется множество конструкций стабилизаторов. Самыми часто используемыми являются :
Рисунок 2-3
Стабилизаторы с приваренными лопастями
Лопасти стабилизатора привариваются к корпусу после предварительного нагрева всех компонентов и после сварки охлаждаются в течение длительного времени. Этот процесс обеспечивает целостность стабилизатора и сводит к минимуму поломки лопастей. Форма лопастей может быть прямая, прямонаклонная или винтообразная (спиралевидная). (рис. 2-4). Стабилизаторы с приваренными лопастями не рекомендуется применять в твердых формациях из- за возможности поломки лопастей. Лучше всего они подходят для ствола большого диаметра в мягких формациях т.к. они позволяют использовать максимальные скорости потока жидкости. Относительная стоимость их - не высокая. При выработке, лопасти могут быть восстановлены.
Цельноточенные (интегральные) стабилизаторы
Интегральные стабилизаторы изготавливаются из одного цельного куска металла. Они - более дорогие, чем стабилизаторы с наваренными лопастями. Спереди они могут быть скошены для обеспечения большего контакта со стенками скважины и уменьшения разрушения поверхности ствола скважины. Они могут иметь или три, или четыре лопасти. Интегральные стабилизаторы обычно имеют твердосплавные накладки из карбида вольфрама и применять их рекомендуется в абразивных формациях.
Втулочные стабилизаторы
Существуют две основные конструктивные особенности стабилизаторов втулочного типа. (см. рис. 2-6).
Стабилизатор, состоящий из двух частей
(сердечник и втулка)
Втулка наворачивается на сердечник с известным крутящим моментом. Момент этот - не большой. Эту втулку легко менять и стабилизаторы такой конструкции выпускаются многими компаниями. Стабилизаторы такого типа широко используются в настоящее время.
Стабилизатор, состоящий из трех частей
(сердечник, втулка и переводник)
Сначала втулка наворачивается на сердечник. Затем на сердечник наворачивается переводник и это соединение затягивается крутящим моментом, величина которого рекомендована для соединения такого размера согласно API, поскольку это соединение должно обеспечить достаточное уплотнение, чтобы не было протекания раствора. Необходимость тщательного ухода за поверхностью торцов и резьбы требует значительных затрат времени на замену втулки и поэтому в настоящее время такого типа стабилизаторы применяются не так часто, как несколько лет тому назад.
Стабилизатор – хомут
Пример такого типа стабилизаторов показан на рис. 2-7. Эти стабилизаторы обеспечивают больший простор в конструкции КНБК, поскольку могут быть установлены в любом ее месте и обеспечить необходимые требования к контролю за направлением.
Некоторые работопроизводители настроены весьма скептически относительно возможности их применения, поскольку считают, что этот тип стабилизаторов может быть поврежден при спускоподъемных операциях.
Рисунок 2-4
Рисунок 2-5
Другими стабилизаторами для направленного бурения являются:
Стабилизатор с не вращающейся резиновой втулкой.
Этот тип стабилизаторов может устанавливаться в любом месте выше самого верхнего обычного в КНБК, особенно при проходке в абразивных формациях. Резиновая втулка не вращается во время бурения и, таким образом, износ лопастей и повреждения стенок ствола - минимальны. Втулка из специального эластомера может использоваться при температурах до 177 0 С.
Рисунок 2-7
Рисунок 2-6
Стабилизатор с заменяемой (после износа) подушкой.
Четыре длинные лопасти “разнесенные” под 90 0 образуют заменяемую подушку с вставками из карбида вольфрама.
Он - хорош для контроля направления в абразивных породах, но создает излишне высокое сопротивление крутящему моменту.
Стабилизатор с изменяемой геометрией
Этот стабилизатор можно “раскрыть” внутри ствола на том месте, где он должен работать. (см. рис. 2-8). Он имеет два положения - открытое (максимальный диаметр) и закрытое (минимальный диаметр). Он раскрывается внутри ствола, воспринимая нагрузку на долото и затем срабатывает гидравлический затвор, который и удерживает его в открытом положении. Для его закрытия необходимо до подъема колонны уменьшить давление раствора и, после начала подъема (механическое давление устраняется), срабатывает механический затвор, удерживающий его в закрытом положении.
Расширитель с цилиндрическими шарошками.
Этот тип расширителя служит для поддержания диаметра ствола, уменьшения сопротивления крутящему моменту и стабилизации буровой колонны. Он может быть трех и шести элементный (см. рис. 2-9). Расширитель может устанавливаться как возле долота, так и на колонне. Его полезно применять в абразивных формациях. Возле долота он устанавливается вместо стабилизатора. Иногда один или несколько расширителей устанавливают на КНБК. Их применяют для ликвидации желобов, искривлений и уступов стенок.
6-и элем .
Рисунок 2-8
Рисунок 2-9
Рисунок 2-10
Раздвижной расширитель (ствола скважины)
Его обычно применяют для очистки ствола от мостов и уступов, проработки перед обсадной колонной ниже превентора. Инструмент открывается гидравлически. Он поддерживается в открытом положении при наличии гидравлического давления. При отсутствии давления, режущий инструмент складывается во внутрь корпуса.
Применяются различные типы режущих элементов в зависимости от свойств породы. Режущие элементы могут быть заменены на буровой.
Расширитель насадки
Он предназначен для ликвидации любого выступа в стволе, через который проходит колонна. Соединения обычно такие же как и у бурильной трубы. Лопасти навариваются на корпус (рис. 2-10). Грани лопастей - покрыты твердым сплавом. Лопасти могут быть или прямыми, или наклонными. Наружный диаметр лопастей может быть любым, но не более диаметра долота.
Самая дорогая конструкция - изготовление из цельного куска стали с вырезанными лопастями и нанесенным твердым покрытием.
Этот расширитель размещают в том месте колонны, где, по мере продвижения свечи к забою, расширитель достигает место неровности ствола и, при дальнейшей проходке, - сглаживает поверхность . Расширители с большим наружным диаметром могут работать вместе с УБТ. В этом случае они имеют соединения, аналогичные УБТ.
Вайпер для удаления неровностей стенок в скважине.
В скважинах, где неровности стенок ствола являются проблемой, можно применить вайпер, который устанавливается между самой верхней УБТ и самым нижним соединением толстостенных бурильных труб (рис. 2-11). При подъеме, втулка (диаметр которой обычно на1/4” больше УБТ) первой наталкивается на неровности стенок и заклинивается на уступе. При вращении колонны, втулка входит в зацепление с корпусом и начинает работать как расширитель ствола. Она расширяет ствол и создает условия для более легкого прохода УБТ через этот участок. Втулка имеет спиралеобразные лопасти с твердым покрытием для более быстрого расширения ствола.
Турбина
Этот инструмент использует принцип центробежного течения потока жидкости, который полностью отличается от принципа, применяемого в ВЗД. Лопасти статора, расположенные под углом к потоку жидкости, отклоняют его на расположенные так же под углом лопасти ротора, создавая этим самым силу вращения. Каждая такая комбинация ротор/статор называется ступенью. Для нужд направленного бурения применяют многоступенчатые турбины. Турбины (часто называемые турбобурами) в настоящее время широко не применяются.
Рисунок 2-11
Рисунок 2-12
Отклоняющий переводник
Отклоняющий переводник (рис. 2-12) обычно изготавливается с соединениям типа “ниппель - муфта”. Ниппель переводника должен быть совместимым с муфтой двигателя и иметь тот же самый наружный диаметр. Ниппель изготавливается таким образом, что он имеет некоторый угол относительно корпуса переводника. Обычно величина этого угла находится в пределах 1 -3 град. с промежутками в 1/2 град. Обычно отклоняющий переводник устанавливается прямо над двигателем. Он заставляет долото следовать по дуге определенной кривизны во время бурения.
Ориентируемый переводник
Эти переводники обычно называют Универсальными Переводниками Ориентации Забоя. Это - прямые переводники с соединениями “ниппель-муфта”, совместимыми с отклоняющими переводниками и/или немагнитными УБТ. В нем выполнено отверстие под втулку. После всех соединений, шпонка втулки выставляется параллельно оси переводника. Эта шпонка является посадочным местом для измеряющего инструмента. Она позволяет установить ориентацию переводника. Втулка крепится двумя гексагональными винтами, которые заворачиваются в корпус переводника. На рис. 2-13 показана ситуация, когда стержень “мул-шу” упирается в шпонку втулки.
Рисунок 2-13
Рисунок 2-14
Кривой ориентирующий переводник
Этот переводник включает в себя свойства отклоняющего и ориентирующего переводников. Кривой ниппель совместим с забойными двигателями и внутри его есть отверстие для втулки.
Расширитель
Расширитель обычно сконструирован как инструмент фиксированного диаметра. На нем применяются различного типа, зависящие от свойств формации, режущие элементы. Эти элементы и насадки могут быть заменены на буровой. В направленном бурении настоятельно рекомендуется под расширителем устанавливать не долото, а стыковочный ниппель. Расширитель обычно изготавливается с ниппелем в верхней части.
Стыковочный ниппель
Стыковочный ниппель применяется как направляющий для расширителей. Он может быть полый или не иметь пустот; с насадками, или без них. Желательно, чтобы струя жидкости попадала прямо под расширитель. Струя направляется в верх и, таким образом, помогает удалять шлам от расширителя. Обычно он изготавливается с ниппелем в верхней части.
Режущий расширитель
Этот инструмент применяется для расширения участка обсаживания. Он работает аналогично расширителю и имеет шесть треугольных резцов покрытых карбидом вольфрама. При спуске до определенного участка, подается давление и три резца, открываясь, начинают резать. Когда они прорезают определенный задел, открывается вторая тройка резцов. Зависимость работы от подаваемого давления является положительным качеством этого инструмента с точки зрения контроля процесса с поверхности.
Уипсток
Этот инструмент применяется для направленного изменения направления ствола как на обсаженном участке, так и на открытом.
Отклонитель на открытом участке является возвращаемым на поверхность. Отклонитель на обсаженном участке применяется для изменения направления ствола изнутри колонны. Его ориентируют, закрепляют внутри колонны для того, чтобы создать условия изменения направления и оставляют в этом положении в стволе. Для выполнения зарезки из обсаженного участка необходимо выполнить несколько спускоподъемных операций.
Ясс
Они конструируются таким образом, что позволяют осуществлять воздействие как с низу в верх, так и с верху в низ. Эти инструменты применяются в отклоняемых скважинах и с их помощью колонна может быть освобождена в случае ее заклинки в сужении ствола или в случае прихвата. Они могут быть гидравлические, механические или гидромеханические. Ясс (EQ) изготавливается фирмой Шлюмберже и подробнее о нем будет изложено в гл. 6.
Переводник - амортизатор ударных нагрузок
Эти инструменты применяются для решения проблемы вибрации колонны. Они уменьшают вибрацию, производимую долотом. (рис. 2-14). Поглотители вибрации, выпускаемые Анадриллом называются SHOCK GUARD. Пружина со специальными характеристиками, установленная внутри, хорошо демпфирует вибрацию при сжатии и растяжении.
Инструмент противодействия “ухода”
долота от заданного направления
Этот инструмент корректирует отклонение долота от заданного направления. Он может уменьшить это отклонение или устранить его совсем. Применяются леволопастные или праволопастные модификации. Лопасти могут быть заменены на буровой. Наиболее удобным является применение его в однородных формациях. Его можно применять при наклонах скважины более 12 0 и диаметрах ствола от 8 1/2” до 12 1/4”. Леволопастной инструмент (длинная лопасть) показан на рис. 2-15. В настоящее время, после появления искривлённых двигателей, его применяют редко.
Искривлённый двигатель
В сравнении с другими буровыми инструментами направленного бурения его можно назвать “ произведением искусства”. Это забойный двигатель, который можно сориентировать и вращать как угодно. Искривлённый корпус позволяет сделать отклонение и работать в этом режиме. Можно делать любые небольшие корректировки ствола скважины. Более подробно об этом см. раздел 7.
Большая Энциклопедия Нефти и Газа
Сужение ствола скважины , затяжки бурового снаряда, обрушение, возможны прихиаты, дополнительные затраты времени на проработку ствола скважины при бурении и креплении обсадными трубами; ухудшение свойств промывочной жидкости. [1]
Сужение ствола скважин наблюдается в песчаниках и известняках под действием гидростатического давления столба промывочной жидкости с отложением плотной и часто толстой глинисто-шламовой корки на стенках скважин. [2]
Сужение ствола скважины , обусловленное пластическим течением разуплотненных глин, помимо увеличения крутящего момента будут вызывать увеличение веса на крюке при подъеме бурильной колонны. Увеличение веса на крюке может отмечаться, если перепады давления меньше, чем увеличение крутящего момента, особенно при продолжительном бурении. Это объясняется тем, что сужения, достаточные для заклинивания долота, могут образоваться при меньшей скорости деформации из-за продолжительности времени от вскрытия интервала до подъема долота. С другой стороны, и величина сужения в этом случае может быть меньшей. [3]
Дня предотвращения сужения ствола скважины используют различные типы шарошечных расширителей и калибраторов, которые обеспечивают не только сохранность диаметра скважины, но и позволяют увеличить проходку и механическую скорость долота, а также предотвратить ствол скважины от искривления. [4]
Оценка скорости сужения ствола скважины в породах, подвергающихся пластическим деформациям, позволит определить время, в течение которого скважина будет сохранять устойчивое состояние до начала производства в ней добычных работ. [5]
МСУ или другого сужения ствола скважины , может быть использован гидромеханический шаблон ШГ-1 соответствующего диаметра. [6]
Перед спуском колонны сужение ствола скважины может препятствовать благоприятному доведению колонны до забоя. Колонна может оказаться прихваченной. [7]
Получив последнюю кавернограмму, определяют участок сужения ствола скважины и уточняют места установки на колонне центрирующих фонарей и скребков. [9]
После получения новой кавернограммы выявляют участки сужений ствола скважины и уточняют места установки на колонне центрирующих фонарей и скребков. Фонари рекомендуется размещать в тех участках интервала цементирования ( прежде всего, против продуктивных горизонтов), где диаметр ствола близок к номинальному. Если зенитный угол не превышает 3, расстояние между фонарями может составлять 20 - 25 м; на участках же с большим зенитным углом, а также на участках интенсивного изменения зенитного или азимутального углов фонари целесообразно ставить на каждой обсадной трубе. [10]
По формуле (10.3.31) находят искомую скорость сужения ствола скважины . [11]
После получения новой кааернограммы выявляют участки сужений ствола скважины и уточняют места установки на колонне центрирующих фонарей и скребков. Фонари рекомендуется размещать в тех участках интервала цементирования ( прежде всего, против продуктивных горизонтов), где диаметр ствола близок к номинальному. Если зенитный угол не превышает 3, расстояние между фонарями может составлять 20 - 25 м; на участках же с большим зенитным углом, а также на участках интенсивного изменения зенитного или азимутального углов фонари целесообразно ставить на каждой обсадной трубе. [12]
Прихваты и посадки инструмента, вызванные сужением ствола скважины и не связанные со свойствами бурового раствора, легко предупреждаются своевременной проработкой призабойной зоны новым долотом. Сужение ствола, вызванное набуханием глин, зависит от качества бурового раствора. Такие прихваты можно предупредить, улучшив качество бурового раствора. [13]
Прихваты и посадки инструмента, вызванные сужением ствола скважины и не связанные со свойствами промывочной жидкости, легко предупреждаются своевременной проработкой призабойной зоны новым долотом. Сужение ствола, связанное с набуханием глин, зависш1 от качества промывочной жидкости. [14]
Если превышение порового давления над пластовым вызывает сужения ствола скважины , то кроме увеличения вращающего момента при подъеме инструмента будет наблюдаться увеличение нагрузки на крюке. [15]
Вопрос 4.14. Скважинные штанговые насосы
Скважинные штанговые насосы предназначены для откачивания из нефтяных скважин жидкости обводненностью до 99%, температурой до 130°С, содержанием сероводорода не более 50мг/л, минерализацией воды не более 10г/л.
Скважинные насосы имеют вертикальную конструкцию одинарного действия с неподвижным цилиндром, подвижным металлическим плунжером и шариковыми клапанами. Насосы изготавливают следующих типов:
- НВ1 - вставные с замком наверху;
- НВ2 - вставные с замком внизу;
- НН - невставные без ловителя;
- НН1 - невставные с захватным штоком;
- НН2 - невставные с ловителем
Цилиндр невставного (трубного) скважинного насоса(см. рис. 4.22) присоединяется к колонне НКТ и вместе с ней спускается в скважину. Плунжер НСН вводится через НКТ в цилиндр вместе с подвешенным к нему всасывающим клапаном на насосных штангах. Чтобы не повредить плунжер при спуске, его диаметр принимают меньшим внутреннего диаметра НКТ примерно на 6 мм. Применение НСН целесообразно в скважинах с большим дебитом, небольшой глубиной спуска и большим межремонтным периодом. Для смены насоса (цилиндра) необходимо извлекать штанги и трубы.
Насос НН1 состоит из цилиндра, плунжера, нагнетательного и всасывающего клапанов. В верхней части плунжера размещается нагнетательный клапан и шток с переводником под штанги.
К нижнему концу плунжера с помощью наконечника на захватном штоке свободно подвешивается всасывающий клапан. При работе клапан
ННБА |
НН2С |
сажается в седло корпуса. Подвешивать всасывающий клапан к плунжеру необходимо для слива жидкости из НКТ перед их подъемом, а также для замены клапана без подъема НКТ. Наличие захватного штока внутри плунжера ограничивает длину его хода, которая в насосах НН1 не превышает 0,9 м.
В насосе НН2С в отличие от насоса НН1 нагнетательный клапан установлен на нижнем конце плунжера. Для извлечения всасывающего клапана без подъема НКТ используется ловитель (байонетный замок), который крепится к седлу нагнетательного клапана. Ловитель имеет две фигурные канавки для зацепления. В клетку всасывающего клапана ввинчен шпиндель (укороченный шток) с двумя утолщенными шпильками. После посадки всасывающего клапана в седло корпуса поворотом колонны штанг на 1 -2 оборота против часовой стрелки добиваются того, что шпильки шпинделя скользят по канавкам ловителя и всасывающий клапан отсоединяется от плунжера. Захват осуществляется после посадки плунжера на шпиндель при повороте колонны штанг по часовой стрелке.
Насос ННБА позволяет осуществлять форсированный отбор жидкости из скважин через НКТ, диаметр которых меньше диаметра плунжера.
Это достигнуто особой конструкцией его - наличием автосцепа, включающего сцеп и захват, и сливного устройства. Насос в собранном виде без сцепа спускается в скважину на НКТ. Затем на штангах спускается сцеп с мерным штоком. Сцеп проталкивает золотник сливного устройства вниз и сцепляется с захватом, закрепленным на плунжере, при этом сливное отверстие закрывается. При подъеме насоса следует поднять колонну штанг. При этом захват проталкивает золотник вверх, открывая сливное отверстие. После этого сцеп отделяется от захвата и колонна штанг свободно поднимается.
Цилиндр вставного насоса(см. рис. 4.23) спускается внутри труб на колонне штанг и монтируется на них с помощью специального замкового соединения. Это позволяет менять вставной насос без спуска и подъема труб. Но при одинаковых диаметрах плунжеров вставной насос требует применения НКТ большего диаметра.
Скважинные насосы исполнения НВ1С предназначены для откачивания из нефтяных скважин маловязкой жидкости.
Насос состоит из составного цилиндра на нижний конец которого навернут сдвоенный всасывающий клапан, а на верхний конец -замок плунжера, подвижно расположенного внутри цилиндра, на резьбовые концы которого навинчены: снизу сдвоенный нагнетательный клапан, а сверху - клетка плунжера. Для присоединения плунжера к колонне насосных штанг насос снабжен штоком, навинченным на клетку плунжера и закрепленным контргайкой. В расточке верхнего
переводника цилиндра расположен упор, упираясь на который, плунжер обеспечивает срыв скважинного насоса с опоры. Клапаны насосов комплектуются парой «седло - шарик».
Скважинные насосы исполнения НВ1Б. Это насосы, по назначению, конструктивному исполнению, принципу работы аналогичны насосам исполнения НВ1С и отличаются от них только тем, что в качестве цилиндра использованы цельные цилиндры исполнения ЦБ, характеризующиеся повышенной прочностью, износостойкостью и транспортабельностью по сравнению с цилиндрами исполнения ЦС.
Скважинные насосы исполнения НВ2 имеют область применения аналогичную области применения скважинных насосов исполнения НВ1, однако могут быть спущены в скважины на большую глубину.
Конструктивно скважинные насосы состоят из цилиндра с всасывающим клапаном, навинченным на нижний конец. На всасывающий клапан навинчен
упорный ниппель с конусом. На верхнем конце цилиндра расположен защитный клапан, предотвращающий осаждение песка в цилиндре при остановке насоса.
Внутри цилиндра подвижно установлен плунжер с нагнетательным клапаном на нижнем конце и клеткой плунжера на верхнем конце. Для присоединения плунжера насоса к колонне насосных штанг насос снабжен штоком, навинченным на клетку плунжера и законтренным контргайкой.
В расточке верхнего конца цилиндра расположен упор. • Насос спускается в колонну насосно-компрессорных труб на колонне насосных штанг и закрепляется в опоре нижней частью при помощи ниппеля упорного с конусом. Такое закрепление насоса
позволяет разгрузить от пульсирующих нагрузок. Это обстоятельство обеспечивает применение его на больших глубинах скважин.
Цилиндрыскважинных насосов выпускают в двух исполнениях:
- ЦБ - цельный (безвтулочный), толстостенный;
- ЦС - составной (втулочный).
Цилиндр втулочного насоса состоит из кожуха, в котором размещены втулки. Фиксация втулок в кожухе обеспечивается гайками.
Втулки подвергаются воздействию переменного внутреннего гидравлического давления, обусловленного столбом откачиваемой жидкости, и постоянного усилия, возникающего в результате торцевого обжатия рабочих втулок. Втулки всех насосов при различных внутренних диаметрах имеют одинаковую длину - по 300 мм.
Втулки всех насосов изготавливают трех типов: легированные из стали марки 38ХМЮА, стальные из стали марок 45 и 40Х, чугунные марки СЧ26-48.
Легированные втулки изготавливают только тонкостенными, стальные - тонкостенные, с увеличенной толщиной стенки и толстостенные, чугунные - толстостенные.
Для увеличения долговечности внутреннюю поверхность втулок упрочняют физико-термическими методами: чугунные - закаливают токами высокой частоты, стальные азотируют, цементируют, нитрируют. В результате этой обработки твердость поверхностного слоя составляет до 80 НКс.
Механическая обработка втулок заключается в шлифовании и хонинговании. Основные требования к механической обработке -высокий класс точности и чистоты внутренней поверхности, а также перпендикулярность торцов к оси втулок.
Макрогеометрические отклонения внутреннего диаметра втулки должны быть не более 0,03 мм. Плоскостность торцевых поверхностей должна обеспечивать равномерное непрерывное пятно по краске не менее 2/3 толщины стенок втулки.
Цельнотянутые цилиндры представляют собой длинную стальную трубу, внутренняя поверхность которой рабочая. Труба при этом играет роль и цилиндра и кожуха одновременно. Подобная конструкция лишена таких недостатков, как негерметичность между торцами рабочих втулок, искривление оси цилиндра. При этом увеличивается жесткость насоса и создается возможность использовать плунжер большого диаметра при одинаковом по сравнению с втулочным насосом наружном диаметре.
Плунжерглубинного насоса представляет собой стальную трубу с внутренней резьбой на концах. Для всех насосов длина плунжера постоянна и составляет 1200 мм. Их изготавливают из стали 45, 40Х или 38ХМЮА. По способу уплотнения зазора цилиндр - плунжер
различают полностью металлические и гуммированные плунжеры. В паре металлический плунжер - цилиндр уплотнение создается нормированным зазором большой длины, в гуммированных - за счет манжет или колец, изготовленных из эластомера или пластмассы. В настоящее время применяют плунжеры (рис. 4.24):
а) с гладкой поверхностью;
б) с кольцевыми канавками;
в) с винтовой канавкой;
г) с кольцевыми канавками, цилиндрической расточкой и скошенным концом в верхней части («пескобрей»);
д) манжетные плунжеры;
е) гуммированные плунжеры.
Рис, 4.24. Плунжеры: а - гладкий (исполнение Г); б - с кольцевыми канавками (исполнение К);
в - с винтовой канавкой (исполнение В);
г - типа 4пескобрей» (исполнение П); д - манжетный, гуммированный плунжер;
1 - корпус плунжера; 2 - самоуплотняющееся резиновое кольцо;
3 - набухающие резиновые кольца
Использование большого количества разнообразных конструкций плунжеров обусловлено необходимостью обеспечения при любых условиях эксплуатации герметичности зазора, высокой долговечности пары цилиндр - плунжер (при этом стремятся по возможности уменьшить силы трения).
В «песчаных» скважинах применяют плунжеры, конструкция которых либо обеспечивает вынос абразива из зазора (рис. 4.24, б), либо не допускают его попадания туда (рис. 4.24, в). Все эти плунжеры работают с меньшими усилиями трения, чем манжетный гуммированный, который применяют для откачки жидкости, не содержащей абразив. Последний обеспечивает максимальную герметичность, но при его работе возникают большие силы трения.
Для обеспечения высокой долговечности насоса большое значение имеет предотвращение задиров трущихся поверхностей. Причиной этого явления бывает как содержащийся в откачиваемой жидкости абразив, так и появление локальных зон сухого трения пары плунжер - цилиндр в результате разрыва в зазоре пленки откачиваемой жидкости. Чтобы обеспечить нормальную работу пары сопряженных деталей, применяют плунжеры с углублениями и канавками (см. рис. 4.24, б и е), либо увеличивают твердость рабочей поверхности плунжера путем цементирования или хромирования. Хромированные плунжеры наиболее долговечны и имеют более низкий коэффициент трения, чем цементированные. Помимо этого, слой хрома обеспечивает хорошую коррозионную стойкость при работе в скважинах с высоким содержанием SО2. Необходимо отметить, что хромирование - сравнительно дорогой процесс, вследствие чего более широкое применение имеют плунжеры не хромированные, а из углеродистой стали, закаленные токами высокой частоты. По величине зазора между цилиндром и плунжером насосы подразделяются на три группы:
I группа (тугая посадка плунжера) с зазором между плунжером и цилиндром 20. 70 мкм, предназначена для подъема маловязкой пластовой жидкости с невысоким содержанием песка, повышенным выделением газа при больших глубинах подвески насоса;
II группа (средняя посадка) с зазором 70. 120 мкм, предназначена для подъема пластовой жидкости средней вязкости с высоким содержанием газа при средних глубинах подвески;
III группа (слабая посадка) с зазором более 120 мкм, предназначена для подъема очень вязкой нефти из сильно обводненных скважин при малой глубине подвески насоса.
Клапаныглубинных скважинных насосов выполняют шариковыми, так как в условиях работы глубинных насосов они обладают наибольшей работоспособностью по сравнению с другими (коническими и плоскими) конструкциями. Большой срок их службы объясня-
ется хорошей притиркой шарика к седлу во время работы при длительном сохранении шариком своих размеров вследствие большой его активной поверхности
В зависимости от конструкции седла шариковые клапаны бывают с буртом и с гладкой наружной поверхностью (рис. 4.25). Последние применяют, как правило, в качестве нагнетальных клапанов.
Седла клапанов симметричны и при износе одной из кромок поверхности седла их поворачивают (переставляют) на 180° для использования другой поверхности.
Для обеспечения герметичности стыка шарик - седло внутренняя кромка седла имеет фаску.
Твердость шарика всегда назначается выше твердости седла, так как при работе шарик должен сохранить свою форму. Твердость шарика обычно бывает 56. 70 НКс, седла 40. 50 НКс.
Шарик и седло изготавливают из высокоуглеродистой стали, а в ряде случаев (например, в коррозионной среде) -из бронзы.
Замковая опорапредназначена для закрепления цилиндра скважинных насосов исполнений НВ1 и НВ2 в колонне насосно-компрессорных труб.. Высокая точность изготовления поверхностей деталей опоры должна обеспечивать надежную герметичную фиксацию цилиндра насоса в насосно-компрессорных трубах на заданной глубине скважины и одновременно предотвращать искривление насоса в скважине.
Замковая опора ОМ (рис. 4.26) состоит из переводника 1, опорного кольца 2, пружинного якоря 3, опорной муфты 4, кожуха 5 и переводников 6.
Переводник 1 имеет на верхнем конце гладкую коническую резьбу, при помощи которой опора соединяется с колонной насосно-компрессорных труб. Кольцо изготовляют из нержавеющей стали. Конической внутренней (15°) фаской оно сопрягается с ответной конической поверхностью конуса замка насоса и обеспечивает герметичную посадку насоса.
Якорь предотвращает срыв насоса с опоры от усилий трения движущегося вверх плунжера в период запуска в работу подземного оборудования.
Рубашка, на нижний конец которой навинчен переводник, присоединяется к нижней резьбе муфты и служит для предотвращения изгиба и поперечных перемещений цилиндра при работе насоса, а также для подвешивания труб под опору.
Большая Энциклопедия Нефти и Газа
Сужение ствола необсаженной скважины против пласта-коллектора вследствие образования глинистой корки на границе скважина-порода; уменьшение диаметра скважины по отношению к номинальному фиксируется на кавернограмме KB или про-филеграмме. [2]
Образование сужений ствола в настоящее время объясняется в основном нарастанием значительной глинистой корки на стенках скважины или выпучиванием глинистых пород. Однако, если подойти к нему с позиции образования стволов скважин многоугольных форм, то часто каверномер может зафиксировать поперечный размер скважины меньший, чем диаметр долота. В этом случае, например, трехшарошечное долото формирует приближенно ствол четырехугольной формы. При этом сторона четырехугольника меньше диаметра долота и долото может пройти в скважину только по этому размеру. Стесненные условия при образовании стволов многоугольной формы и являются, по-видимому, основной причиной возникновения зависаний инструмента как при спуске его в скважину, так и непосредственно при бурении. Кроме того, в таких спиралеобразных стволах отклоняющие компоновки и компоновки, предназначенные для борьбы с кривизной скважин, располагаются, вероятно, по-иному, чем в стволах цилиндрической формы. [3]
Для предупреждения сужений стволов в высокопроницаемых породах снижается В, Т, 01 ю, а при возможности и рр, улучшается очистка раствора от шлама, сокращаются перерывы в промывке, поддерживается достаточно высокая скорость восходящего потока, способствующая размыву рыхлых поверхностных слоев корки и препятствующая налипанию шлама. [4]
При непрекращающихся явлениях сужения ствола выпучиваемыми породами необходимо утяжелить буровой раствор на 10 - 15 % по сравнению с требуемым ГТН или пересмотреть соответствие типа промывочной жидкости геолого-техническим условиям бурения. [5]
При непрекращающихся явлениях сужения ствола и выпучиваниях пород промывочную жидкость необходимо утяжелить на 10 - 15 % ( по сравнению с требуемым ГТН) или пересмотреть соответствие типа промывочной жидкости геолого-техническим условиям бурения. [6]
При непрекращающихся явлениях сужения ствола , вызванных выпучиванием пород, необходимо приступить к утяжелению бурового раствора на 10 - 15 % против требуемого ГТН; плотность раствора следует поднимать постепенно во избежание гидравлического разрыва пластов, поглощений, выпадения утяжелителя. [7]
Для борьбы с сужением ствола в этом случае буровой раствор приходится утяжелять. Причем в случае полного подавления кавернообразования в интервалах пластически деформирующихся пород противодавление раствора должно обеспечивать устойчивость стенок скважины в пределах упругих деформаций, что, как было уже отмечено, невыгодно и не всегда возможно. Поэтому применение дорогостоящих специальных растворов не всегда оптимально. При этом в некоторых случаях борьба с сужением ствола скважины может еще более осложняться, поскольку до использования специального раствора оно частично или полностью было скомпенсировано кавернообразованием. В связи с этим во многих случаях затраты как на борьбу с сужением стволов скважин, так и с кавернообразованием могут быть существенно снижены при направленном использовании кавернообразования. [8]
Обвалообразования, сопровождающиеся сужением ствола , обрушением, накоплением крупных кусков породы в кавернах И на забое, образованием пробок и сальников, часто могут вызвать посадки, затяжки, заклинивания и прихваты. Другая причина прихватов - прижатие бурильной колонны к стенке, глинистой корке, под действием перепада давлений в системе скважина - пласт и нормальной составляющей ее собственного веса на наклонном участке. [9]
Для предупреждения связанных с сужением ствола осложнений необходимо тщательно прорабатывать ствол скважины перед спуском обсадной колонны. Целесообразно, чтобы скорость движения раствора составляла при этом более 1 м / с, вязкость глинистого раствора не превышала 50 с, а статическое напряжение сдвига за 10 мин было бы не выше 13 - 17 Па. Во многих случаях целесообразно и даже необходимо шаблони-ровать ствол инструментом с жесткой компоновкой. [10]
При обваливании пород и сужении ствола может резко возрасти величина силы, необходимой для перемещения колонны труб. Иногда перемещение колонны становится невозможным, так как возникающие при этом напряжения превышают прочность материала труб. [11]
При вскрытии отложений каменной соли сужение ствола и пластическая деформация могут произойти при г ат. [12]
Для удаления породы из зоны сужения ствола могут быть использованы механические и гидравлические расширители различного типа. [13]
Во втором сечении, характеризовавшемся сужением ствола , расширение носит равномерный характер по всему периметру сечения. [15]
Читайте также: