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: