Оборудование для ремонта нефтегазопромыслового оборудования

Содержание

Российские производители нефтегазового оборудования
Нефтегазопромысловое оборудование
Общие понятия о ремонте скважин
Подъемники и подъемные агрегаты
Нефтегазопромысловое оборудование
Оборудование для добычи нефти и природного газа
Готовые работы на аналогичную тему
Замерное оборудование
Механизмы и машины для ремонта и обслуживания нефтегазопромыслового оборудования
Нефтегазопромысловое оборудование
Характеристика оборудования и инструментов для ремонта скважин. Работа оборудования для воздействия на пласт и поддержания его давления. Оборудование механического и химического воздействия на пласт. Механизация работ при обслуживание нефтепромыслов.

Российские производители нефтегазового оборудования

Нефтегазовое оборудование от производителя: контакты производств, описание продукции. Найдено предприятий: 86.

ООО «ЗАВОД «НЕФТЕГАЗОБОРУДОВАНИЕ» — производитель современного нефтегазового оборудования

Саратов (Саратовская область)

Саратов, просп. Строителей, б/н

ГМЗ производит оборудование, узлы и механизмы для нефтегазовой промышленности, теплоэнергетики.

Гагарин (Смоленская область)

Смоленская область, Гагарин, ул. Первомайская, 12

Основная продукция: техника для нефтегазового комплекса, колесных тракторов, дорожно-строительной и коммунальной техники, автомобильных компонентов

Елабуга, пр-кт Нефтяников, 1

«Санкт-Петербургский Машиностроительный Завод» ведёт свою историю от Ленинградского машиностроительного завода, который с 50-ых годов прошлого столетия выпускает продукцию для нефтегазового комплекта.

Санкт-Петербург (Санкт-Петербург и Ленинградская область)

Санкт-Петербург, 4-й Предпортовый проезд, дом 2, литер И

Завод имеет большой опыт в изготовлении различного оборудования для нефтеперерабатывающих и химических производств

Колпино (Санкт-Петербург и Ленинградская область)

Колпино, «Ижорский завод», д.43, лит.АЮ

Один из признанных лидеров производства оборудования, запасных частей дорожно-строительной техники, комплексов для выработки и хранения материалов, используемых в дорожном строительстве, а также изготовления нестандартных металлоконструкций, конструкций для буровых установок и выпуска полуприцепов.

Верхний Уфалей (Челябинская область)

«НЕФТЕПРОММАШ» является одним из ключевых игроков на рынке бурового и нефтегазопромыслового оборудования России.

Тюмень (Тюменская область)

Тюмень, ул. 50 лет Октября, 63

АО «Газстройдеталь» входит в число ведущих российских компаний, занимающихся разработкой и изготовлением продукции машиностроения для нефтегазовой отрасли.

Тула (Тульская область)

Тула, ул. Скуратовская, д.108

Первомайский завод химического машиностроения, основанный в 1947 году, является одним из ведущих производителей химического, нефтепромыслового и сажевого оборудования.

Мичуринск (Тамбовская область)

Первомайский, ул. Школьная, д.9

Уралхиммаш — один из ведущих российских производителей оборудования для газоперерабатывающей, нефтяной, химической, нефтехимической и других отраслей промышленности.

Источник

Нефтегазопромысловое оборудование

ОБОРУДОВАНИЕ И ИНСТРУМЕНТЫ ДЛЯ РЕМОНТА СКВАЖИН

Общие понятия о ремонте скважин

Все работы по вводу скважин в эксплуатацию связаны со спуском в них оборудования: НКТ, глубинных насосов, насосных штанг и т.п.

В процессе эксплуатации скважин фонтанным, компрессорным или насосным способом нарушается их работа, что выражается в постепенном или резком снижении дебита, иногда даже в полном прекращении подачи жидкости. Работы по восстановлению заданного технологического режима эксплуатации скважины связаны с подъемом подземного оборудования для его замены или ремонта, очисткой скважины от песчаной пробки желонкой или промывкой, с ликвидацией обрыва или отвинчивания насосных штанг и другими операциями.

Изменение технологического режима работ скважин вызывает необходимость изменения длины колонны подъемных труб, замены НКТ, спущенных в скважину, трубами другого диаметра, УЭЦН, УШСН, ликвидация обрыва штанг, замена скважинного устьевого оборудования и т.п. Все эти работы относятся к подземному (текущему) ремонту скважин и выполняются специальными бригадами по подземному ремонту.

Более сложные работы, связанные с ликвидацией аварии с обсадной колонной (слом, смятие), с изоляцией появившейся в скважине воды, переходом на другой продуктивный горизонт, ловлей оборвавшихся труб, кабеля, тартального каната или какого-либо инструмента, относятся к категории капитального ремонта.

Работы по капитальному ремонту скважин выполняют специальные бригады. Задачей промысловых работников, в том числе и работников подземного ремонта скважин, является сокращение сроков подземного ремонта, максимальное увеличение межремонтного периода работы скважин. Под межремонтным периодом работы скважин понимается продолжительность фактической эксплуатации скважин от ремонта до ремонта, т.е. время между двумя последовательно проводимыми ремонтами.

Коэффициент эксплуатации скважин — отношение времени фактической работы скважин к их общему календарному времени за месяц, квартал, год. Коэффициент эксплуатации всегда меньше 1 и в среднем по нефте- и газодобывающим предприятиям составляет 0,940,98, т.е. от 2 до 6% общего времени приходится на ремонтные работы в скважинах.

Текущий ремонт делает предприятие по добыче нефти и газа. Организация вахтовая — 3 чел.: оператор с помощником у устья и тракторист-шофер на лебедке.

Капитальный ремонт выполняют конторы капитального ремонта, входящие в НГДУ.

Установки и агрегаты для подземного и капитального ремонта и освоения скважин. Нефтегазопромысловое оборудование

При подземном ремонте глубоких скважин применяют эксплуатационные вышки и мачты- оборудование для ремонта скважин, стационарные или передвижные, предназначенные для подвески талевой системы, поддержания на весу колонны труб или штанг при ремонтных работах, проводимых на скважине.

Стационарные вышки и мачты используются крайне нерационально, т.к. ремонтные работы на каждой скважине проводятся всего лишь несколько дней в году, всё остальное время эти сооружения находятся в бездействии. Поэтому целесообразно использовать при подземном ремонте подъемники, несущие собственные мачты. Транспортной базой их служат тракторы и автомобили.

Подъемники и подъемные агрегаты

Подъемник — механическая лебедка, монтируемая на тракторе, автомашине или отдельной раме. В первом случае привод лебедки осуществляется от тягового двигателя трактора, автомашин, в остальных от самостоятельного двигателя внутреннего сгорания или электродвигателя.

Агрегат — в отличие от подъемника оснащен вышкой и механизмом для ее подъема и опускания.

Широко применяются тракторные подъемники «АзИНмаш-43П», АПТ-8, агрегаты «АзИНмаш-43А, «Бакинец-ЗМ», А50У, УПТ, «АзИНмаш-37» и др.

Тракторный подъемник АзИНмаш-43П — предназначен для проведения подземного ремонта скважин, оборудованных подъемными сооружениями. Подъемник представляет собой самоходную механизированную лебедку, смонтированную на гусеничном болотоходном тракторе Т-100МЗБГС или обычный Т-100МЗ.

Управление основными исполнительными механизмами подъемника — электропневматическое; управление тормозом лебедки — ручное механическое, сдублированное ножным пневматическим; управление остальными механизмами — механическое.

Для обеспечения воздухом пневмосистемы подъемника под капотом двигателя установлен автомобильный компрессор, имеющий привод от шкива вентилятора двигателя.

Источник

Нефтегазопромысловое оборудование

Вы будете перенаправлены на Автор24

Оборудование для добычи нефти и природного газа

Нефтегазопромысловое оборудование – это механизмы, оборудование и машины, которые используются для переработки, добычи природного газа и нефти.

Разнообразие нефтегазопромыслового оборудования огромно. Такое оборудование используется для добычи, переработки и транспортировки нефти или газа, а также применяется в областях ремонта, строительства, контроля и измерения.

К оборудованию для добычи нефти и природного газа относятся:

Оборудование эксплуатационной скважины, которое обеспечивает нормальную работу скважин. Надежность эксплуатационных скважин полностью зависит от состояния и параметров этого оборудования. К такому оборудованию относятся: прискважинные сооружения (площадка на поверхности для обслуживания и ремонта устья скважины), колонные головки (инструмент объединения обсадных труб скважины), клапаны-отсекатели пласта (для предупреждения неконтролируемого выброса нефти или газа), обсадные колонны труб (совокупность этих колонн образуют ствол скважины), фильтры, пакеры (служат разделителями скважины на участки и обеспечивают ее герметичность).
Оборудование для эксплуатации скважин. Такое оборудование служит для подъема полезного ископаемого, воды и горной породы на поверхность. К такому оборудованию относятся: насосно-компрессорные трубы, бесштанговые установки, запорные устройства, оборудование для фонтанных скважин, штанговые насосы, газлифтное оборудование (осуществляют подачу газа к подъемнику), штанговые установки, бесштанговые гидропоршневые и электровинтовые насосы.
Оборудование и сооружения, служащие для организации добычи природного газа и нефти, а также для увеличения отдачи пластов полезного ископаемого. К такому оборудованию относятся: трубопроводы и коммуникационные сети для подачи воды от насосов к скважинам, оборудование и машины для нагнетания газа в пласт (компрессорные станции), оборудование для увеличения проницаемости пластов, насосные станции для нагнетания воды в пласт, системы по подготовке газа, системы регулирования, оборудование подготовки воды, оборудование воздействия на пласт температурой.
Оборудование, которое используется для разработки морских месторождений нефти и природного газа. Эта группа оборудования включает в себя: стационарные блоки (обеспечивающие нормальную работы всей добывающей платформы), береговые сооружения и оборудования, корабли специального назначения, водолазный комплекс, опоры платформ (поддерживают платформу), подводное оборудование (оборудование, обеспечивающее нормальную работу платформы между дном водоема и поверхностью воды), центральные платформы (на этих платформах размещается все необходимое оборудование), оборудование на платформе, кустовые платформы (служат для основания устьев скважин), оборудование для эксплуатации скважин (аналогично традиционному).

Готовые работы на аналогичную тему

Замерное оборудование

Замерные установки служат для замера дебита газа, фоты и нефти, которые добываются из скважин. Замерные установки являются источником информации о состоянии скважин, которая используется для выполнения задач по планированию геологических мероприятия, по отборам и контроля режима работы месторождения. Замерные установки монтируются на месторождении, обычно к ним поступает продукция сразу нескольких скважин (максимально 14).

Замерная установка состоит из блока автоматики и технологического блока. В состав блока автоматики входят системы сигнализации, системы жизнеобеспечения (вентиляция, отопление), источника питания (силовой шкаф с необходимым оборудованием), устройство обработки и сбора индикации сигналов (приборы КИПиА) и устройство предоставления информации сотруднику. В состав технологического блока входят основное технологическое оборудование (узел переключения, сепарационная емкость, жидкостная линия, трубопроводы и другое оборудование), системы блокировки и сигнализации, системы жизнеобеспечения.

Механизмы и машины для ремонта и обслуживания нефтегазопромыслового оборудования

К данному виду оборудования относятся:

Спускоподъемные инструменты для транспортировки элементов трубопроводов.
Промывочное оборудования (промывочные агрегаты).
Инструменты и оборудование для капитального ремонта скважин. Таким оборудованием могут выполняться цементаж, промывка, бурение и т.п. К такому оборудованию относятся лебедка, вышка, основание, транспортная база, ротор, привод и другое оборудование.
Подъемники и лифты (доставка сырья и рабочих).
Грузоподъемные сооружения (мачты, вышки и т. п.).
Оборудование для ликвидации неконтролируемых фонтанов (выброс полезного ископаемого, воды или горной породы).
Оборудование для удаления парафина.
Перекачивающее оборудование.
Оборудование для сооружения систем различного назначения (сбора, транспортировки, переработки, хранения и т.п.)
Прочее оборудование.

Источник

Нефтегазопромысловое оборудование

Характеристика оборудования и инструментов для ремонта скважин. Работа оборудования для воздействия на пласт и поддержания его давления. Оборудование механического и химического воздействия на пласт. Механизация работ при обслуживание нефтепромыслов.

Рубрика	Производство и технологии
Вид	дипломная работа
Язык	русский
Дата добавления	10.02.2013

1. Оборудование и инструмент для ремонта скважин

1.1 Общие понятия о ремонте скважин

скважина нефтепромысел оборудование пласт

Под межремонтным периодом работы скважин понимается продолжительность фактической эксплуатации скважин от ремонта до ремонта, т.е. время между двумя последовательно проводимыми ремонтами.

Коэффициент эксплуатации скважин — отношение времени фактической работы скважин к их общему календарному времени за месяц, квартал, год.

Коэффициент эксплуатации всегда меньше 1 и в среднем по нефте- и газодобывающим предприятиям составляет 0,940,98, т.е. от 2 до 6% общего времени приходится на ремонтные работы в скважинах.

Капитальный ремонт выполняют конторы капитального ремонта, входящие в НГДУ.

1.2 Установки и агрегаты для подземного и капитального ремонта и освоения скважин

При подземном ремонте глубоких скважин применяют эксплуатационные вышки и мачты, стационарные или передвижные, предназначенные для подвески талевой системы, поддержания на весу колонны труб или штанг при ремонтных работах, проводимых на скважине.

1.3 Подъемники и подъемные агрегаты

Агрегат — в отличие от подъемника оснащен вышкой и механизмом для ее подъема и опускания.

Масса агрегата 18,2 т, глубина обслуживаемых скважин от 1500 м до 6400 м (при НКТ от 114 до 48 мм).

Подъемная лебедка ЛПТ-8

Монтажной базой этого подъемника является гусеничный трактор Т130МЗ, обеспечивающий ремонт скважин глубиной до 2500 м.

Основными узлами подъемной лебедки являются: трансмиссия, электропневматическая лебедка, пневматическая система управления, приводы ротора, упорные домкраты и безопасная катушка.

Лебедка — однобарабанная. Все узлы и механизмы лебедочного блока — барабанный вал в сборе, трансмиссионный вал, тормозная система, храповое устройство, ограничитель подъема талевого блока, кожухи и ограждения собраны в цельносварной станине коробчатого типа. Включение барабана осуществляется посредством фрикционной муфты, собранной внутри тормозной шайбы, прикрепленной к ребордам барабана.

Рис. 1. Подъемная лебедка ЛПТ-8: 1 — рама; 2 — топливный бак; 3 — воздушные баллоны; 4 — компрессор; 5 — пульт управления; 6 _ лебедка; 7 — карданный вал; 8 — консольная рама; 9 — коробка передач; 10 — безопасная катушка; 11 — механизм привода ротора; 12 — съемная приставная лестница; 13 — откидной винтовой упор

На правом конце барабанного вала по-ходу установлена безопасная шпилевая катушка, на левом — цепное колесо привода ротора.

Для длительного удержания колонны труб или штанг на весу в лебедке, предусмотрено храповое устройство.

Пневмосистема подъемника предназначена для управления фрикционной муфтой привода тормозной системы лебедочного блока при ножном управлении или срабатывании ограничителя подъема талевого блока.

Пневмосистемы питаются от двухцилиндрового одноступенчатого компрессора, привод которого осуществляется от двигателя трактора посредством карданного вала и ременной передачи.

Универсальный винтовой ограничитель подъема талевого блока приводится от барабана цепной передачей. Привод навесного оборудования подъемника осуществляется от тягового двигателя трактора через коробку отбора мощности КОМ-ЧТЗ, карданный вал и коробку передач КП-100.

Таблица 1 Техническая характеристика лебедки ЛПТ-8

Частота вращения барабана n, мин-1

Скорость набегания талевого каната на барабан, м/с

Тяговое усилие на ходовом конце каната, кН

Оснастка талевой системы

23 (четырех- струнная)

Скорость подъема крюка, м/с

Грузоподъемность на крюке, т

Скорость подъема крюка, м/с

Грузоподъемность на крюке, т

Тяговое усилие на втором ряде намотки

каната диаметром 22,5 мм на барабане, кН 84

Емкость барабана при намотке, м:

каната диаметром 13 мм 2300

каната диаметром 15 мм 2000

Управление тормозом ручное, механическое и ножное пневматическое

Питание основное от генератора трактора через аккумуляторную батарею дублирующее от промысловлой сети через выпрямительное устройство:

Габариты, мм: 643025503087

Масса полного комплекта, кг 18600

Удельное давление на грунт, МПа 0,076

К подъемным установкам типа УПТ относятся: УПТ-32, УПТ1-50, УПТ1-50Б, предназначенные для спуско-подъемных операций в процессе текущего и капитального ремонта нефтяных и газовых скважин.

Таблица 2 Техническая характеристика подъемных установок типа УПТ

Монтажная база трактора, тип

Глубина обслуживания, м

Максимальная длина поднимаемой трубы, м

Мощность привода, кВт

Установки самоходные, смонтированные на гусеничных тракторах. Состоят из следующих основных узлов: однобарабанной лебедки, установленной на специальном основании под оборудование, вышки с талевой системой, задней и передней опор вышки, кабины водителя.

Установки укомплектованы механизмами для свинчивания-развинчивания труб; оснащены устройством противозатаскивания крюкоблока и взрывобезопасной системой освещения рабочей площадки на устье скважины и пути движения крюкоблока.

В отличие от УПТ-32, установки УПТ 1-50-и УПТ-50В снабжены узлом привода ротора, а также укомплектованы гидрораскрепителем.

Привод лебёдки и других механизмов УПТ-32 — от двигателя трактора; подъем вышки и механизма для свинчивания-развинчивания труб — гидравлический; включение фрикционных муфт — пневматическое.

Привод исполнительных узлов и механизмов УПТ1-50 (рис. 2) и УПТ1-50Б — от двигателя трактора; лебедки и ротора — через трансмиссию; подъем вышки, привод гидрораскрепителя и механизм для свинчивания-развинчивания труб гидравлические; включение фрикционных муфт — пневматическое.

Рис. 2. Подъемная установка УПТ1-50: 1 — коробка передач; 2 — однобарабанная лебедка; 3 — компрессор воздуха; 4 — передняя опора вышки; 5 — фара; 6 — вышка с талевой системой; 7 — управление; 8 — кабина машиниста; 9 _ гидродомкрат; 10 — задняя опора вышки

Подъемные установки типа АзИНмаш-37 (рис. 3) предназначены для спуско_подъемных операций с укладкой труб и штанг на мостки при текущем и капитальном ремонте нефтяных и газовых скважин, не оборудованных вышечными сооружениями.

Подъемные установки этого типа подразделяются — на АзИНмаш-37А, АзИНмаш-37А1, АзИНмаш-37Б, смонтированные на базе автомобилей повышенной проходимости КрАЗ-255Б и КрАЗ-260.

Подъемные установки АзИНмаш-37А и АзИНмаш1-37А1 комплектуются автоматами АПР для свинчивания и развинчивания насосно-компрессорных труб и автоматическим ключом типа КШЭ с электроприводом для свинчивания насосных штанг.

Рис. 3. Подъемная установка АзИНмаш-37: 1 — талевая система; 2 — вышка; 3 — силовая передача; 4 — передняя опора; 5 — кабина оператора; 6 — лебедка; 7 — гидроцилиндр подъема вышки; 8 — задняя опора

Подъемные установки оснащены ограничителем подъема крюкоблока, системой звуковой и световой сигнализации установки вышки, контрольно-измерительными приборами работы двигателя и пневмосистемы, а также другими системами блокировки, обеспечивающими безопасность ведения работ при монтаже установки вблизи скважины и спуско-подъемных операциях.

Управление всеми механизмами установки при спуско-подъемных операциях осуществляется из трехместной отапливаемой кабины оператора, расположенной между лебедкой и кабиной автомобиля. Управление установкой вышки в рабочее и транспортное положения осуществляется дистанционно — с ручного выносного пульта.

Таблица 3 Техническая характеристика установок типа АзИНмаш-37

Высота от земли до оси кронблока, м

Допустимая длина поднимаемой трубы, м

Габариты установки (в транспортном положении), мм

Масса установки, кг

Подъемная установка АзИНмаш-37Б в отличие от АзИНмаш-37А и АзИНмаш-37А1 оснащена спайдером СГ-32 и манипулятором МТ-З с гидравлическим дистанционным управлением для свинчивания и развинчивания НКТ.

Установки АзИНмаш-37А1 и АзИНмаш-37Б смонтированы на шасси автомобиля КрАЗ-260 с относительно повышенной грузоподъемностью и мощностью двигателя и обладают высокими скоростями подъема крюка.

Лебедка с приводом от двигателя автомобиля оснащена однодисковой фрикционной муфтой.

Агрегаты подъёмные АПРС-32 (рис.4) (АПРС-32-01, .АПРС-32-02) предназначены:

Рис. 4. Агрегат подъемный АПРС-32

— для производства спуско-подъемных операций при ремонте скважин, не оборудованных вышечными сооружениями;

— для свинчивания и развинчивания насосно-компрессорных труб и глубинно-насосных штанг;

— для производства тартальных работ;

— для чистки песчаных пробок желонкой;

— для возбуждения скважин поршневанием (свабированием).

АПРС-32 АПРС-32-01 АПРС-32-02

Монтажная база шасси КрАЗ-255 шасси КрАЗ-260 УраЛ-4320

Грузоподъемность на крюке, т 32

Высота подъема крюка, м 14

Работоспособность агрегата обеспечивается в районах с умеренным и холодным климатом при температуре окружающего воздуха от минус 45°С до плюс 40°С.

Агрегат подъемный для ремонта скважин АПРС-40 (рис.5) предназначен для производства спуско-подъемных операций при ремонте скважин, необорудованных вышечными сооружениями, для производства тартальных работ, для чистки песчаных пробок желонкой и для возбуждения скважин поршневанием (свабированием). Кроме того, с его помощью промывочным агрегатом и ротором с индивидуальным приводом можно проводить промывку скважин и разбурибание песчаных пробок.

Рис. 5. Агрегат подъемный для ремонта скважин АПРС-40

Агрегат является самоходной нефтепромысловой машиной, смонтированной на шасси трехосного автомобиля высокой проходимости УРАЛ_4320 или КрАЗ-260, и состоит из однобарабанной лебедки и двухсекционной телескопической вышки с талевой системой.

Вышка агрегата имеет повышенную прочность, изготовляется из низколегированной морозостойкой стали.

Кабина машиниста имеет улучшенную теплоизоляцию.

Основные технические данные

Монтажная база шасси автомобиля Урал-4320 или КрАЗ-260

Высота подъема крюка, м 14

Лебедка однобарабанная с приводом от коробки передач шасси

Вышка телескопическая двухсекционная с открытой передней гранью

Агрегат для освоения и ремонта скважин А-50М (рис. 6) предназначен для:

— разбуривания цементной пробки в трубах диаметром 5-6 дюймов и связанных с этим процессом операций (спуска и подъема бурильных труб, промывки скважин и т.д.);

— спуска и подъема насосно-компрессорных труб;

— установки эксплуатационного оборудования на устье скважин;

— проведения ремонтных работ и работ по ликвидации аварии;

— проведения буровых работ.

Рис. 6. Агрегат А-50М: 1 — передняя опора; 2 — средняя опора; 3 — электролебедка; 4 — компрессорная установка; 5 _ гидросистема; 6 — лебедка; 7 — домкрат; 8 — индикатор веса; 9 — талевый канат; 10 — талевый блок; 11 — подвеска ключей; 12 — подвеска бурового рукава; 13 — вертлюг; 14 — мачта

Техническая характеристика агрегата А-50М

Допустимая нагрузка, кН 600

Мощность привода, кВт 132,4

Максимальное тяговое усилие на

набегающем конце каната, кН 112

Производительность, м3/мин 0,6

Давление нагнетания, МПа до 10

Тип НБ-125 (9МГр-73)

(при подаче 6,1 л/с), МПа 16

(при давлении 6 МПа), л/с 9,95

Монтажная база — прицеп 710Б или СМ-38326

Масса насоса с прицепом, кг 41444

Габариты установки в транспортном

положении, мм 1400029004300

Масса установки без насосного прицепа, кг 24000

Рис. 7. Высокомеханизированный комплекс КВМ-60 для ремонта скважин

Высокомеханизированный комплекс КВМ-60 (рис. 7) предназначен для капитального ремонта и освоения скважин глубиной до 3000 м, расположенных в кусте или отдельно. Комплекс позволяет также вести буровые работы на глубину до 2000 м.

Нагрузка на крюке, кН

номинальная (при спуско-подъемных

операциях без внешних оттяжек) 600

максимальная (при кратковременных

Привод механизмов Двигатель ЯМЗ-238

Мощность привода, кВт 200

Высота мачты, м 20

(для НКТ-диаметром 73 мм), м 3500

Масса комплекса в целом, кг 52000

Мобильная установка УПД-5М используется для:

— разрушения гидратных и парафиновых пробок;

— закачки в скважину технологических жидкостей;

— цементирования скважин в призабойной зоне;

Работы проводятся при герметизированном устье скважины (поставляется специальный превентор), что обеспечивает экологическую защиту окружающей среды.

УПД-5М представляет собой самоходную нефтепромысловую машину совместно с монтажной базой, включающей в себя барабан с укладчиком для намотки длинномерных труб, механизм подачи трубы в скважину, закрепленную на шасси автомобиля КаАЗ-65101/100, или каком-либо другом типе шасси, по желанию заказчика.

Привод всех механизмов установки осуществляется гидромоторами, для проведения вспомогательных работ имеется гидроманипулятор грузоподъемностью 300 кг.

Механизм подачи с помощью специального устройства механизма подъема и перемещения приподнимается над монтажной базой из транспортного положения и выдвигается над устьем скважины в рабочее положение.

Характеристики установки УПД-5М

Установка УДЦ-5М ориентирована на шасси автомобиля КРАЗ-250

Тяговое усилие 5000 кгс

Скорость спуска и подъема непрерывной трубы 00,2 м/с

Давление в трубе 25 МПа

При наружном диаметре трубы 33-мм глубина спуска до 1800 м

При наружном диаметре трубы 25 мм глубина спуска до 2300 м

Одной установкой можно восстановить 100 и более скважина год.

Конструкция установки позволяет переходить с одного диаметра трубы на другой без проведения дополнительных работ.

Изготовитель: Московский завод «Металлист».

Агрегат для ремонта скважин А2-32 смонтирован на базе шасси УРАЛ_4320_1912-30, а агрегат А4-32 на базе шасси КрАЗ-260Г.

Предназначены для производства спуско-подъемных операций при ремонте и эксплуатации скважин, не оборудованных вышечными сооружениями, для производства тартальных работ, для чистки песчаных пробок желонкой и для возбуждения скважин поршневанием.

Агрегат состоит из однобарабанной лебедки и двухсекционной телескопической вышки с талевой системой. За отдельную плату агрегат комплектуется механизмами для свинчивания и развинчивания насосно-компрессорных труб и насосных штанг.

Кабина управления снабжена независимым отопителем 0В-65. Подъем и опускание опор задней стойки производится гидроцилиндрами с выносного пульта управления.

Грузоподъемность, т 32

Высота подъема крюка, м 12,2

Скорость подъема крюка, м/с 0,21,6

Агрегат ремонтно-технологический АРТ-800 предназначен для ликвидации отложений и пробок в нефтяных и газоконденсатных скважинах при герметизированном устье с использованием непрерывной стальной трубы диаметром 26,8 и 33,5 мм при избыточном давлении на устье до 21 МПа.

Кроме того, отечественной промышленностью освоено производство агрегатов для капитального ремонта нефтяных и газовых скважин А60/80 максимальной грузоподъемностью 80 т на спец шасси Брянского автозавода; агрегатов для текущего ремонта нефтяных и газовых скважин АР 32/40 максимальной грузоподъемностью 40 т на спец шасси Уральского автозавода; агрегатов для бурения и ремонта скважин БР-125 грузоподъемностью 125 т, а также других агрегатов для ремонта скважин [7].

1.4 Инструмент для проведения спускоподъемных операций

Все работы по подземному и капитальному ремонту сопровождаются спуском в скважину и подъемом из нее труб, штанг и различных инструментов. Поэтому над устьем скважины устанавливается подъемное сооружение — вышка, мачта с оборудованием для спускоподъемных операций (СПО).

Эксплуатационные кронблоки являются неподвижной частью талевой системы, изготовляются грузоподъемностью 12,5; 20; 32; 50; 80 и 125 т с числом канатных шкивов 36. Кронблоки КБН для работы в районах с умеренным климатом и типа КБ — в умеренном и холодном. Изготавливаются двух видов: исполнение I — для передвижных подъемных установок и стационарных эксплуатационных мачт; исполнение II — для стационарных вышек. Пример обозначения: КБН-50 кронблок грузоподъемностью 50 т.

Талевые блоки, подвижная часть талевой системы при СПО, предназначены для работы с умеренным климатом (типа БТН) и с умеренным и холодным климатом БТ.

По грузоподъемности талевые блоки, подъемные крюки выпускаются как и кронблоки от 12,5 до 125 т. Обозначения: БТ-50 и др.

Подъемные крюки, предназначенные для подвешивания элеваторов, вертлюгов и другого оборудования при СПО, изготавливаются двух типов: однорогие (исполнение I) грузоподъемностью до 20 т и трехрогие (исполнение II) грузоподъемностью 321 т и более. Крюки КН — для работы в умеренном климате, КПШ — в умеренном и холодном. Обозначения: КН-50 и др.

Штропы служат для подвески элеватора на крюк. Конструктивно это замкнутая стальная петля овальной формы, сильно вытянутая по одной оси. Изготавливают их цельнокатанными или сварными в стыке контактной сваркой с последующей термообработкой. Штропы различают по назначению: буровые нормальные — ШБН; буровые укороченные — ШБУ и эксплуатационные — ШЭ. Для текущего и капитального ремонта скважин выпускают штропы ШЭ-28-П-Б и ШЭ_50-Б грузоподъемностью 28 и 50 т.

Трубные элеваторы — для захвата обсадных, бурильных и НКТ применяют нескольких типоразмеров.

Элеваторы ЭЗН [1] — одноштропные (СПО с помощью двух элеваторов) грузоподъемностью 15,25 и 50 т. В комплект входят: два элеватора, захватное приспособление и штроп. Пример обозначения ЭЗН60-50, где 60 — условный диаметр трубы, мм; 50 — грузоподъемность, т.

Элеваторы ЭГ — одноштропные предназначены для работы с автоматами АПР-2ВБ и спайдерами, грузоподъемностью 16, 50 и 80 т.

Элеваторы ЭХЛ (рис. 8) для НКТ с условным диаметром от 48 до 114 мм, грузоподъемностью 1040 т.

Рис. 8. Двуштропный элеватор типа ЭХЛ

Таблица 4 Техническая характеристика

Условный диаметр захватываемых труб, мм

Диаметр расточки под трубу, мм

Габаритные размеры, мм

Штанговые элеваторы ЭШН (рис. 9) — для захвата колонны штанг и удержания ее в подвешанном состоянии при СПО, грузоподъемностью 5 и 10 т. Конструкция их предусматривает использование двух пар вкладышей для втулок, одна предназначена для штанг Ж12, 16, 19 и 22 мм, вторая — для штанг Ж25 мм.

Автоматы типа АПР (рис. 10) предназначены для механизации операций по свинчиванию и развинчиванию, а также для автоматизации по захвату, удержанию на весу, освобождению и центрированию колонны НКТ [7].

ис. 9. Элеватор штанговый ЭШН: 1 — шайба; 2 — шплинт; 3 — штроп; 4 — винт; 5 _ вкладыш; 6 — втулка; 7 — корпус

Рис. 10. Автомат АПР-2ВБМ: 1 — корпус автомата; 2 — червячное колесо; 3 — клиньевая подвеска; 4 — корпус клина; 5 — плашка; 6 _ опорный фланец; 7 — водило; 8 — вал вилки включения маховика; 9 — электроинерционный привод; 10 — ось балансира; 11 — направление клиньевой подвески; 12 — центратор; 13 — пьедестал центратора; 14 — фиксатор центратора

Состоят из блоков: электродвигателя, вращателя с водилом, спайдера, центратора. При работе с АПР используются трубные КОТ, КТГ и стопорные КСМ ключи, элеваторы ЭГ и подкладные вилки, а также элеваторы ЭТА и трубные ключи КТГУ-М и КТД. Для механизации процесса свинчивания и развинчивания насосных штанг применяют штанговые ключи АШКТМ, КМШЭ, КАРС (автоматические и механические ключи), принцип аналогичен АПР [7].

Ключи механические универсальные КМУ применяют при текущем ремонте скважин для механизации операций по свинчиванию и развинчиванию НКТ с удержанием на весу и центрированием колонны труб. Наибольшее применение ключ получил при ремонте скважин с погружными центробежными электронасосами. Ключи КМУ-50, КМУ-ГП-50, КМУ-32 имеют электрический инерционный взрывобезопасный с питанием от промысловой сети привод [7].

Универсальный механический ключ КМУ-50 (рис. 11) состоит из блока вращателя с электроприводом, спайдера с блоком клиньев и блока управления электроприводом.

Рис. 11. Ключ механический универсальный КМУ-50: 1 — блокировочная рукоятка; 2 — механизм совмещения прорезей рабочей шестерни и корпуса; 3 _ водило; 4 — редуктор; 5 — электропривод; 6 — сменный механизм; 7 — кронштейн; 8 _ вращатель; 9 — спайдер

Вращатель — двухступенчатый редуктор с прямозубой цилиндрической передачей, рабочим органом которого является разрезное колесо с установленным на нем водилом. Корпус вращателя и разрезное колесо имеют прорезь для пропуска насосно-компрессорных труб.

Вращатель с электроприводом прикреплен быстросъемными зажимами к поворотной стойке, состоящей из плиты-кронштейна, приваренного к спайдеру.

Инерционное устройство позволяет регулировать величину крутящего момента на водиле ключа путем установки соответствующих сменных маховиков. Управление электроприводом — посредством пускателя и кнопочного поста управления.

Максимальная нагрузка на спайдере, кН 490

Максимальный крутящий момент на водиле

ключа при развинчивании, Нм 4410

Частота вращения водила, мин-1 60

Диаметр захватываемых труб, мм 48; 60; 73; 89

Габариты, мм 960590960

ключа в собранном виде 360

полного комплекта 425

Полуавтоматический спайдер состоит из разрезного корпуса, сменных блоков клиньев для труб диаметром 60; 73 и 89 мм, рукоятки управления и хомута. К корпусу спайдера приварен кронштейн для установки вращателя.

Спайдеры предназначены для автоматизации операций по захвату, удержания на весу, освобождения и центрирования колонны насосно-компрессорных или бурильных труб в процессе спуска их в скважину. На рис. 12 показан автоматический спайдер АСГ-80. Он состоит из корпуса, клиньевой подвески, сменных центраторов и механизма подъема клиньев.

Рис. 12. Спайдер АСГ-80: 1 — вкладыш центратора; 2 — корпус; 3 — корпус клина; 4 — плашка; 5 — подвеска; 6 — пружина ползуна; 7 — направляющая

Техническая характеристика спайдера АСГ -80

Условный диаметр захватываемых труб, мм 60, 73.89

Грузоподъемность, т 80

спайдера с подвеской и вкладышем

центратора для труб диаметром 73 мм 67

полного комплекта 135

Механический гидроприводной ключ КПР-12 (рис. 13) предназначен для свинчивания и развинчивания насосно-компрессорных и бурильных труб в процессе выполнения спуско-подъемных операций при текущем и капитальном ремонте скважин.

Рис. 13. Ключ подвесной разрезной КПР-12: 1 — стопор; 2 — ключ; 3 — створка; 4 — упор; 5 _ ограничитель ключа и стопора; 6 — болт регулировочный; 7 — рукоятка подъема; 8 _ гидроподъемник; 9 — амортизатор; 10 — серьга; 11 _ винт; 12 — подвеска; 13 — гидрораскрепитель; 14 _ ограничитель крутящего момента; 15 — рукоятка переключения скоростей; 16 — гидрорукав

Состоит из следующих основных узлов: трубного ключа, производящего свинчивание и развинчивание с расчетным крутящим моментом; гидравлической насосной станции, создающей требуемые расход и давление масла в гидросистеме, и подвески ключа с гидроподъемником и амортизатором.

Ключ представляет собой двухскоростной цилиндрический редуктор с разрезной рабочей шестерней, в которой устанавливаются сменные захваты. Комплектуется объемным стопорным устройством.

Гидравлическая насосная станция — электроприводная, соединяется с ключом гидравлическими рукавами высокого давления; устанавливается на расстоянии до 10 м от скважины. Она оснащена ограничителем крутящего момента и предохранительным гидроклапаном.

Условный диаметр свинчивания и

развинчиваемых труб, мм:

Максимальный крутящий момент, кНм 12

Диапазон изменения крутящего момента, кНм 0,912

Мощность привода, кВт 18

Частота вращения, мин-1:

на высшей передаче 75

на низшей передаче 25

Расход рабочей жидкости, л/мин 140

станции гидропривода СГП-140/16 12001010939

ключа с захватом под трубу диаметром 73 мм 315

станции гидропривода СГП-140/16 540

Ключ трубный типа КТЛ (рис. 14) предназначен для свинчивания и развинчивания насосно-компрессорных труб (НКТ) и замков бурильных труб механизированным, а также ручным способом при текущем и капитальном ремонте скважин.

Обеспечивает надежный захват НКТ, сохранность НКТ от деформаций.

Обладает по сравнению с ключами типа КТГУ в зависимости от типоразмера:

— меньшей на 2043% массой;

— большим на 174% передаваемым моментом раскрепления НКТ;

— повышенной в 5-10 раз стойкостью сухарей;

— повышенным в 3 раза сроком службы.

Рис. 14. Ключ трубный КТЛ: 1 — рукоятка; 2 — ось; 3 — пружина; 4 — скоба; 5 — челюсть; 6 — ось; 7 — сухарь; 8 — ручка

Таблица 5 Техническая характеристика

Условный диаметр НКТ, мм

Максимальный крутящий момент, кНм

Количество сухарей, шт

Габаритные размеры, мм:

Освоено производство ключей КТЛ-ЗЗ, КТЛ-48, КТЛ-60, КТЛ-73, КТЛ-89, КТУ-95, КТУ-108.

Круговой ключ штанговый КШК (рис. 15) с регулируемыми зажимными плашками применяется для отвинчивания штанг при закрепленном плунжере глубинного насоса. Во время подземного ремонта скважин при заедании плунжера глубинного насоса приходится поднимать трубы вместе со штангами. Так как муфтовые соединения труб не совпадают с соединениями штанг, то после отвинчивания очередной трубы над муфтой, установленной на элеваторе, будет находиться гладкое тело штанги, захват которого штанговым ключом невозможен. В круговом ключе штанги захватываются плашками, имеющими угловые вырезы с зубьями. Одна из плашек неподвижная, прикреплена двумя штифтами к внутренней части ключа, а вторая — подвижная, прикреплена к внутреннему концу зажимного стержня.

Рис. 15. Ключ круговой штанговый КШК

Диаметр отвинчиваемых штанг, мм 12, 16, 19, 22, 25

Диаметр обода ключа, мм 550

Высота зева, мм 32

Таблица 6Техническая характеристика цепных ключей

Условный диаметр труб, мм

Допустимое усилие на рукоятке, Н

Ключи цепные применяются при ручном свинчивании и развинчивании труб различного диаметра.

Ключ состоит из рукоятки, двух шарнирно соединенных щек с зубьями с плоскими шарнирными звеньями. Для придания прочности щеки термически обрабатываются.

Изготавливаются цепные ключи двух типов: КЦН — ключ цепной нормальный, КЦО — облегченный.

Герметизаторы ГУ-48, ГУ-60, ГУ-73 предназначены для герметизации устья в процессе проведения ремонтных работ в скважине.

спуск-подъем НКТ диаметром 48, 60, 73мм без утечек скважинного флюида на устье при наличии избыточного давления в скважине,

опрессовка эксплуатационной колонны;

— возможность перехода с прямой промывки на обратную и другие работы, связанные с необходимостью герметизации устья скважины.

Таблица 7Техническая характеристика герметизаторов

Максимальный диаметр, мм

Высота не более, мм

Диаметр проходного канала, мм

Диаметр уплотняемых НКТ по гладкой части, мм

Диаметр муфт НКТ не более, мм

Рабочее давление, МПа:

статистическое при герметизации гладкой части труб при пропускании муфт

Температура окружающей среды, С

уплотнение под металлическое кольцо, не более

уплотнение под паранитовую прокладку, не более

наличие раздвижных металлических опор, перекрывающих кольцевое пространство над уплотнителем.

надежная герметизация устья;

при возникновении затрубного давления автоматически происходит зацепление муфты с раздвижными опорами, что предотвращает выброс труб;

улучшаются условия труда при ремонте скважин;

Находят применение роторные и кабельные герметизаторы [7].

1.5 Ловильный, режущий и вспомогательный инструменты

Инструменты предназначенные для ловли (захвата) и извлечения из скважины бурильных и НКТ, штанг, тартального каната, каротажного кабеля и других элементов оборудования, называют ловильными. Конструкции их чрезвычайно разнообразны.

Универсальный эксплуатационный метчик МЭУ предназначен для захвата с последующим извлечением оставшейся в скважине колонны насосно-компрессорных труб, оканчивающихся муфтой, путем врезания ввинчиванием во внутреннюю поверхность трубы и муфты.

Ловильная резьба универсального метчика — специального профиля, конусностью 1:8.

Выпускается с правой и левой резьбой.

Специальный эксплуатационный метчик МЭС (рис. 16) предназначен для захвата с последующим извлечением оставшейся в скважине колонны насосно_компрессорных труб (гладких и высаженных), оканчивающихся муфтой, путем врезания ввинчиванием в резьбу муфты.

Рис. 16. Ловильные метчики: а) универсальный типа МЭУ; б) специальный типа МЭС 1 — присоединительная резьба; 2 — ловильная резьба

Ловильная резьба метчиков с профилем и размерами резьбы соответствующей насосно-компрессорной трубы, конусностью 1:16.

Таблица 8 Техническая характеристика метчиков типа МЭУ

Условный диаметр ловильных труб, мм (ГОСТ 633_80)

Условный диа-метр колонны обсадных труб, в которой производится ловля, мм

Основные размеры, мм

МЭУ 36-60 МЭУ 36-60Л

МЭУ 46-801 МЭУ 46-80Л

МЭУ 69-100 МЭУ 69-100Л

МЭУ 85-127 МЭУ 85-127Л

102; В102 114; В114

Выпускаются с правой и левой резьбой.

Ловильные метчики для колонн бурильных труб универсальные МБУ и специальные МСЭ изготовляют с резьбой под направление. Ловильная резьба универсального метчика — специального профиля, конусностью 1:16, а специального метчика — с профилем и размерами резьбы соответствующего ниппеля замка бурильных труб, конусностью 1:4 и 1:6. В остальном универсальные и специальные метчики по конструкции аналогичны метчикам для насосно-компрессорных труб [7].

Колокола ловильные (рис. 17) предназначены для извлечения, оставшейся в скважине колонны бурильных или насосно-компрессорных труб. Захват происходит навинчиванием колокола на наружную поверхность труб.

Рис. 17. Ловильные колокола: а — несквозной типа К; б — сквозной типа КС; 1 присоединительная резьба к колонне; 2 — ловильная резьба; 3 — присоединительная резьба к воронке

Ловильные колокола по назначению подразделяются на несквозные К и сквозные КС. Сквозные колокола обеспечивают возможность пропуска сквозь корпус колокола сломанного или безмуфтового конца ловимой трубы с последующим захватом путем нарезания резьбы на наружной поверхности замков или муфты.

Все колокола изготовляют правыми и левыми. Правые колокола применяют для извлечения колонны правых труб целиком и левых труб по частям (отвинчиванием); левые колокола — для извлечения колонны левых труб целиком и правых труб по частям.

Труболовки предназначены для захвата насосно-компрессорных, бурильных и обсадных труб и извлечения их целиком или по частям из нефтяных и газовых скважин при аварийных ловильных работах.

Захват осуществляется путем заклинивания выдвижных плашек между внутренней или наружной поверхностью захватываемой трубой и стержнем или корпусом труболовки.

По характеру захвата труб труболовки подразделяются на две группы: внутренние (для захвата за внутреннюю поверхность) и наружные; труболовки подразделяются на неосвобождающиеся и освобождающиеся (при необходимости освобождение инструмента от захваченных тру б в скважине производится после захвата и фиксации плашек в сомкнутом положении).

Труболовки спускают в скважину на колонне бурильных труб.

Внутренние и наружные освобождающиеся труболовки исполнения и со спиральным захватным устройством состоят из механизмов захвата и освобождения, а внутренние неосвобождающиеся — только из механизма захвата.

Труболовка внутренняя освобождающаяся типа ТВМ (рис. 18) изготовляется в двух исполнениях: исполнение I — упирающаяся в торец захватываемой колонны; исполнение II — заводимая внутрь захватываемой колонны на любую глубину.

Труболовки изготовляют с резьбами левого направления, они могут извлекать колонны труб как целиком, так и по частям, предварительно отвинчивая. По заказу потребителя труболовки исполнения I могут быть изготовлены с правыми резьбами.

Рис. 18. Трубоголовка освобождающаяся типа ТВМ: а — исполнение ; б — исполнение ; 1 — корпус; 2, 8 — фиксаторы; 3 — стержень; 4 — ниппель; 5 — плашкодержатель; 6 — плашка; 7 _ нижний стержень; 9 — пластинчатые пружины; 10 — поводок; 11 — стержень с зубьями

Механизм захвата — шестиплашечный, состоит из плашек, стержня и наконечника, В труболовках ТВМ 60-1 механизм захвата — одноплашечный, состоит из стержня с гребенчатой насечкой, плашки и клина.

Механизм освобождения включает в себя тормозной башмак, ниппель, фиксатор, корпус и плашкодержатель, обеспечивающий синхронное перемещение плашек по наклонным плоскостям, а также удержание плашек в крайнем верхнем или сомкнутом (при освобождении) положении. В труболовке ТВМ60-1 функцию плашкодержателя выполняет поводок, ввинчиваемый в верхний торец плашки и после освобождения удерживающий плашку в сомкнутом положении.

Конструкция труболовок обеспечивает их освобождение от захваченной трубы внутри скважины с фиксацией плашек в сомкнутом положении механическим устройством.

Труболовка внутренняя неосвобождающаяся типа ТВ (рис. 19) изготавливается с резьбами правого и левого направлений. Труболовки с резьбами правого направления могут захватывать и извлекать колонну труб целиком, а труболовки с резьбами левого направления — отвинчивать и извлекать их по частям.

Механизм захвата труболовок — шестиплашечный; состоит из стержня, плашкодержателя, плашки и наконечника. В труболовках ТВ 48-80 и ТВ 60-93 механизм захвата — одноплашечный, состоит из стержня с гребенчатой насечкой, плашки и клина.

Конструкция труболовки позволяет освобождать их от захваченных труб на устье скважины без проведения сварочных работ.

Выпускаются труболовки других типов, например, труболовки наружные освобождающие ТНОС и ТНС [7], труболовки внутренние типа 73 ВТ 60-64, ТВР и т.д. «Ижнефтемаш», кроме оригинальных труболовок, производит комплект ловильного инструмента, который позволяет захватывать и извлекать из скважин насосно-компрессорные трубы, скважинные насосы, забойные двигатели, насосные штанги, штоки сальниковые устьевые, электрические центробежные насосы, а также одновременно извлекать НКТ и насосные штанги при ликвидации аварии [7].

Рис. 19. Труболовка внутренняя неосвобождающая типа ТВ: а, б — в сборе без центрирующего приспособления; в — в сборе с центрирующим приспособлением (направление с вырезом); г — в сборе с центрирующим приспособлением (направление с воронкой): 1 — переходник; 2 — стержень; 3 — плашка; 4 — клин; 5 — плашкодержатель; 6 — наконечник; 7 _ специальный переводник; 8 — направление с вырезом; 9 — направление; 10 — воронка

Овершот (рис. 20) с запорной втулкой предназначен для залавливания за муфту насосно-компрессорных труб диаметром 60, 70 и 89 мм в колонне 5 и 6 дюймов.

Муфта НКТ, пройдя через овершот, упирается в клапан (3). Клапан, передвигаясь вверх, срезает штифт (5) и запорная втулка (6) падает на овершот (8). Жидкость с НКТ сливается через сливные отверстия упора (2) и клапана (3). Когда аварийных труб в скважине мало, определяем заловились аварийные НКТ или нет по давлению в НКТ, для чего разгружаем инструмент, отверстия в клапане закроются за счет конусной посадки клапана и перекрытия отверстий (А и Б). Давление в НКТ возрастает. Овершоты сменные.

Рис. 20. Овершот: 1 — переводник; 2 — упор; 3 — клапан; 4 — пружина; 5 штифт; 6 запорная втулка; 7 — корпус; 8 овершот; 9 — направляющая

Ловильный инструмент неосвобождающего плашечного типа предназначен для ловли и извлечения насосных штанг и насосно-компрессорных труб из эксплуатационной колонны. Ловители изготовляют с резьбой левого направления, их применяют с центрирующими приспособлениями (воронками).

Ловители ЛКШ-114 (рис. 21) предназначены для ловли, отвинчивания и извлечения (целиком или по частям) насосных штанг- за тело или муфту в эксплуатационной колонне, а также недеформированных насосно-компрессорных труб диаметром до 48 мм.

Ловитель состоит из корпуса 4, удлинителя 1, плашкодержателей 3 и 6, пружины 2, плашек 5 и 8, винта 7 и стопорного винта 9.

Рис. 21. Ловитель ЛКШ-114

К верхней части корпуса ловителя прикреплен удлинитель, а к нижней — воронка 10. В верхней и нижней частях корпуса на внутренней поверхности предусмотрены специальные пазы с профилем сечения типа «ласточкин хвост», в которых сверху расположены плашки для ловли штанг за тело, а снизу — плашки для ловли штанг за муфту.

Плашки перемещаются в корпусе синхронно с помощью специальных плашкодержателей, соединенных между собой винтами, и пружины.

Условный диаметр ловимой колонны, мм:

за тело 16; 19; 22

за муфту 38; 42; 46

за тело В33; В42; В48

Условный диаметр колонны обсадных труб,

в которой производится ловля, мм 144168

Грузоподъемность, т 24

Основные размеры (с воронкой), мм

Масса (с воронкой), кг 31

Ловитель ЛКШТ-136 (рис. 22) предназначен для ловли и извлечения насосно-компрессорных и насосных штанг (отдельных или расположенных в несколько рядов) из эксплуатационной колонны.

Рис. 22. Ловитель ЛКШТ-136

Ловитель состоит из трех захватных ярусов: нижнего — для захвата насосно_компрессорных труб диаметром 73 мм и пучка насосных штанг; среднего — для захвата насосно-компрессорных труб диаметром 48 и 60 мм и насосных штанг за муфту; верхнего — для захвата насосных штанг за тело.

В состав каждого яруса входит корпус — верхний 5, средний 6 и нижний 12. Корпусы соединены между собой резьбой; средний и нижний — при помощи переводника 10.

В верхнем корпусе расположены две откидные плашки 2 с гребенчатой насечкой, которые укреплены в пазах кронштейна 4 на оси 3. Плашки могут поворачиваться в верхнее (раскрытое) положение и возвращаться в исходное.

К верхнему корпусу прикреплен переводник 1 для соединения с колонной бурильных труб, а к нижнему — специальная воронка 15 для направления ловимых штанг и труб внутрь ловителя.

В среднем и нижнем корпусах, на внутренней поверхности предусмотрены наклонные пазы с профилем сечения типа «ласточкин хвост», смещенные относительно друг друга на 120°, в пазах расположено по три плашки 9 и 14. В захватной части плашек имеются острые гребенчатые пазы, а с наружной стороны — конусные выступы с профилем сечения типа «ласточкин хвост», которые входят в соответствующие пазы корпусов. Сверху на торцах плашек установлены стаканы 7 и 13, служащие направляющими для пружин 8 и 11.

Условный диаметр ловимой колонны, мм:

за тело 12; 16; 19; 22; 25; 28

за муфту 26; 38; 42; 46; 53; 60

с высаженными концами:

Условный диаметр эксплуатационной

колонны, в которой производится ловля, мм 168273

Грузоподъемность, т 50

Основные размеры (с воронкой), мм:

наружный диаметр 136

Масса (с вороккой), кг 95

Штанголовитель типа ШК (рис. 23) предназначен для извлечения оставшейся в скважине колонны насосных штанг и устьевых штоков.

Штанголовители типа ШК выпускают в двух исполнениях:

1 — для захвата за тело, муфту или головку насосной штанги;

2 — для захвата за муфту или головку насосной штанги.

Штанголовители изготовляют с резьбой правого направления; их применяют с центрирующим приспособлением (воронкой).

Штанголовитель состоит из переводника 1, нижнего 6 и верхнего 2 корпусов, соединенных между собой резьбой, нижней 7 и верхней 3 пружин, направляющего винта 3, цанги 5, вилки 4, плашек 5 и воронки 10.

На внутренней конической поверхности верхнего корпуса предусмотрена вилка с плашками для ловли штанг за тело. Плашки, перемещающиеся внутри корпуса на перьях вилки, удерживаются в крайнем нижнем положении с помощью верхней пружины.

Рис. 23. Штанголовитель типа ШК: а — исполнение 1; б — исполнение 2

В стенке нижнего корпуса имеются три сквозных паза 12 для выхода перьев цанги и байонетный паз 11 для перемещения направляющего винта.

Цанга, вставленная в нижний корпус, предназначена для захвата штанг за муфту или головку.

При подъеме ловителя цанга подхватывает штангу под муфту или головку и, не вращаясь, движется вниз до упора в бурт нижнего корпуса. При этом головка направляющего винта из крайней верхней точки перемещается в вертикальный участок байонетного паза и удерживает цангу от вращения.

Штанголовители спускают в лифтовые насосно-компрессорные трубы на колонне насосных штанг.

Таблица 9 Технические характеристики штанголовителей типа ШК

Типоразмер штанго ловителя

Условный диаметр насосно-компрессорных труб, в которых производится ловля, мм

Диаметр элементов ловимых насосных штанг (ГОСТ 13877_80), мм

Источник