Рефераты по подземному ремонту скважин

Подземный ремонт скважин

Общая характеристика комплекса мероприятий по осуществлению предупредительного и восстановительного ремонтов скважин. Обзор оборудования, используемого штанговой насосной установкой. Анализ технологии проведения ремонта штанговых насосных скважин.

Рубрика	Геология, гидрология и геодезия
Вид	реферат
Язык	русский
Дата добавления	04.09.2013
Размер файла	104,7 K

Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Подземный ремонт скважин

1. Ремонт скважин

2. Устьевое оборудование скважин эксплуатируемых штанговой насосной установкой

3. Ремонт скважин, оборудованных штанговыми скважинными насосами

4. Борьба с осложнениями при эксплуатации скважин

1. Ремонт скважин

Общий характер работ.

Текущий ремонт скважин (ТРС) — комплекс работ по проверке, частичной или полной замены подземного оборудования, очистка стенок скважины и забоя от различных отложений (парафина, песка, солей, продуктов коррозии), а так же осуществляет в скважинах геолого-технических и других мероприятий по восстановлению и повышению их отдачи нефти.

Цель текущего ремонта — устранение различных неполадок и нарушений в режиме эксплуатации скважин и подземного оборудования, подготовка к освоению новых скважин после бурения и капитального ремонта. К основным работам при текущих ремонтах скважин относятся спусковые и подъемные операции, монтаж и демонтаж устьевого оборудования.

Все текущие ремонты скважин подразделяют на планово — предупредительные (профилактические) и восстановительные.

Планово — предупредительный — текущий ремонт скважин, запланированный заблаговременно, предусмотренный соответствующими графиками. В результате профилактического ремонта предупреждаются различные отклонения от установленного технологического режима эксплуатации скважин — снижение их дебетов и полное прекращение подачи жидкости, вызываемые отложением парафина, солей, песка проявлением, износом.

Восстановительный — текущий ремонт скважин, вызванный непредвиденным резким ухудшением установленного режима их работы или внезапной их остановкой по разным причинам (пробковое образование, забивание труб парафином, солями, обрыв штанг, труб, пропуск клапана при газлифтной добыче и др.).

Межремонтным периодом работы скважины (МРП) называют продолжительность ее эксплуатации на установленном режиме (в сутках) от предыдущего до следующего ремонта.

Различают плановый и фактический межремонтные периоды.

Плановый межремонтный период каждой скважины проектируют, исходя из запланированного числа планово-предупредительных ремонтов, с учетом средней продолжительности (в часах) каждого вида ремонта.

Фактический межремонтный период исчисляется исходя из фактических ремонтов данной скважины. Отношения фактически отработанного скважиной времени календарному называется коэффициентом эксплуатации.

Таблица — Виды текущего ремонта скважины:

Ремонт скважин, оборудованных штанговыми скважинными насосами

Выполнение заданного объема работ

Нормальная работа насоса по динамограмме или подаче

Устранение обрыва или отвинчивание штанг

Нормальная подача и напор

Ремонт скважин по очистке забоя и эксплуатационной колонны от парафина, гидратных отложений, солей и песчаных пробок.

Выполнение запланированного объема работ, прохождение шаблона до необходимой глубины. Увеличение дебита нефти.

Консервация и расконсервация скважин. Ремонт газлифтных, фонтанных и газовых скважин.

Выполнение заданного объема работ, подтвержденных геофизическими исследованиями. Технологический эффект прямо не определяется.

Ремонт скважин, связанных с не герметичностью НКТ.

Увеличение дебета нефти, уменьшение обводненности продукции.

Опытные работы по испытанию новых видов НКТ, штанг, скважинных насосов, ЭЦН и др.

Выполнение запланированного объема работ.

2. Устьевое оборудование скважин эксплуатируемых штанговой насосной установкой

Для подвески насосных труб, направление продукции скважины в выкидные линии, герметизации устья, а так же для обеспечения отбора газа из вне трубного пространства на устье скважины устанавливают специальное устьевое оборудование, которое состоит из планшайбы и тройника. Планшайбу с подвешенными на нее трубами устанавливают на колонный фланец ФА.

В планшайбе есть отверстие для отвода газа из затруба и для замера уровня жидкости в скважине эхолотом. В верхнюю муфту труб ввинчивают тройник для отвода нефти.

Выше тройника, для его герметизации и пропуска сальникового штока, устанавливают сальник с крышкой и пружиной.

Жидкость, подаваемая насосом, направляется через боковой отвод тройника в выкидную линию. Для спуска в скважину манометра или пробоотборника через затрубное пространство применяют эксцентричную планшайбу, где отверстие для спуска скважинных приборов смещено от центра на некоторое расстояние.

Конструкция самоуплотняющегося устьевого сальника позволяет поднимать на поверхность плунжер или вставной насос без разъединения линий и снятия тройника.

Сальниковый шток подвешивают к головке балансира станка-качалки с помощью канатной подвески ПКН (подвеска канатная нормального ряда). Основными приводными механизмами штанговых насосов являются станки-качалки типа СКН или СК, которые устанавливаются на приустьевой площадке скважины.

3. Ремонт скважин, оборудованных штанговыми скважинными насосами

Ремонт штанговых насосных скважин заключается в:

— подъеме и спуске насосных штанг или НКТ;

— ликвидации обрыва и отвинчивание штанг;

— проверке и замене клапанов, посадочного конуса;

— разработке заклинившегося плунжера в цилиндре насоса.

Проверка и смена трубного насоса. После разборки и демонтажа станка-качалки и устьевого оборудования из скважины извлекают насосные штанги с плунжером и укладывают рядами на стеллаж. Затем вместе с цилиндром насоса и защитным приспособлением, присоединенным к его приему, извлекают насосные трубы.

После окончания подъема насоса определяют глубину уровня и забоя в скважине.

Если фильтр открыт, то приступают к спуску нового насоса. Если после проверки насоса на поверхности устанавливают, что цилиндр и плунжер сильно сработаны, то их заменяют. Если же они еще пригодны для дальнейшей эксплуатации, то их промывают керосином и вновь спускают в скважину.

Вначале спускают защитное приспособление (газовый, песочный или газопесочный якорь, сепаратор, фильтр, защитную сетку), затем спускают на трубах насос на заранее намеченную глубину. После этого сажают трубы планшайбу, спускают плунжер на насосных штангах и, не допуская их на 5 — 6 метров до цилиндра насоса, заливают водой, спущенные в скважину насосные трубы. Заполнив насосные трубы водой до устья, определяют нижнее положение плунжера при максимальном наклоне головки балансира станка-качалки.

После сборки устьевого оборудования скважины и станка качалки, присоединение сальникового штока к головке балансира при помощи канатной подвески скважину запускают в работу. Так как насосные трубы до ее пуска были заполнены водой, то при первых же качаниях балансира начинается подача жидкости насосом.

Замена клапанов. Для замены клапанов штанги вместе с плунжером насоса поднимают из скважины. После смены отработанных клапанов плунжер спускают в трубы на насосных штангах. Установив плунжер в цилиндр и отсоединив приемный клапан от нижнего его конца, штанги обмывают водой. Затем спущенные в скважину трубы заполняют водой, устанавливают устьевое оборудование, монтируют станок-качалку, сальниковый шток присоединяют к канатной подвеске и пускают станок-качалку в работу.

Перед разборкой устьевой арматуры ремонтируемой скважины следует убедиться, что давление в скважине снижено до атмосферного, затем снять шпильки, соединяющие ФА с трубной головкой, кроме двух шпилек, расположенных диаметрально противоположно. После этого снять оставшиеся шпильки, поддерживая ФА в вертикальном положении, поднять ее и установить в угол рабочей площадки, прикрепив к ноге вышки или мачты.

— Производства ремонта скважины при переливе жидкости из нее;

— Изменять положение балансира путем проворачивания клиноременной передачи вручную;

— Расхаживать заклиненный плунжер глубинного насоса;

— Применять клиновую подвеску при свинчивании и развенчивании штанг механическими ключами.

4. Борьба с осложнениями при эксплуатации скважин

При эксплуатации скважин ШНУ могут происходить следующие осложнения:

— Износ штанг и истирание НКТ;

— Поступление из пласта в скважину вместе с нефтью пластовой воды;

— Поступление из пласта в скважину газа и песка;

— Отложение парафина на клапанах насоса, стенках и поверхностях труб и штанг.

Для предупреждения обрыва штанг и истирания труб применяют закаленные поверхности муфты с овальными кромками и обработанные токами высокой частоты. Для борьбы с коррозией применяют ингибиторы коррозии, которые периодически в нужной дозе подаются в затрубное пространство скважины.

Борьбу с отложениями парафина проводят механическим путем с помощью торцевых укороченных пластинчатых скребков, закрепленных к штангам. Эти скребки автоматически поворачиваются на определенный угол при каждом ходе колонны штанг вниз. Для борьбы с отложениями парафина так же проводят периодические термические обработки скважин без их остановки закачкой в затрубное пространство горячей нефти, которая проходя через клапаны и НКТ, расплавляет отложения парафина и вносит их на поверхность. ремонт скважина насосный

Большие осложнения обусловлены попаданием свободного газа в цилиндры штанговых насосов.

Борьбу с этими осложнениями проводят следующими методами:

— Используют насосы с уменьшенным вредным пространством;

— Увеличивают длину хода плунжера;

— Увеличивают глубину погружения насоса под уровень жидкости в скважине;

— Откачивают газ из затрубного пространства.

Песок, поступающий из пласта может образовывать на забое песчаную пробку, в результате чего уменьшается или полностью прекращается приток нефти в скважину. Так же, попадая в насос, песок преждевременно истирает его детали, часто заклинивает плунжер в цилиндре. Основные мероприятия по борьбе с песком на приеме насоса:

— Установка на приеме насоса песочного якоря;

— Регулирование отбора жидкости из скважины;

— Применение трубчатых штанг.

Список использованной литературы

1. Амиров А.Д. Капитальный ремонт нефтяных и газовых скважин. — М.: Недра, 1975.

2. Сулейманов А.Б. Техника и технология капитального ремонта скважин. — М.: Недра, 1987.

3. Калинин А.Г. Бурение наклонных скважин. — М.: Недра, 1990.

4. Молчанов А.Г. Подземный ремонт скважин. — М.: Недра, 1986.

5. Подгорный М.И. Ловильный инструмент. — М.: Недра, 1984.

6. Бухаленко Е.И. Техника и технология промывки скважин. — М.: Недра, 1982.

7. Васильевский В.Н. Исследование нефтяных пластов и скважин. — М.: Недра, 1973.

8. Правила ведения ремонтных работ в скважине. РД 153-39-023-97.

9. Инструкция о порядке ликвидации, консервации скважин и оборудовании их устьев и стволов. РД 03-34-00.

10. Новоселов Н.И. Методы интенсификации добычи нефти, применяемые ЗАО «ПИТЦ «Геофизика».

11. Зиновьев Ю.С. Основы нефтегазового дела — АГТУ 2000.

Размещено на Allbest.ru

Подобные документы

Исследование схемы и состава штанговой насосной установки. Эксплуатация скважин штанговыми и бесштанговыми погружными насосами. Подземный и капитальный ремонт скважин. Изучение техники и технологии бурения скважин. Сбор и подготовка скважинной продукции.

отчет по практике [1,6 M], добавлен 24.12.2014

Метод оперативного контроля над работой подземного оборудования как основа исследования глубинно-насосных установок. Определение нагрузки на сальниковый шток с помощью динамографа. Эксплуатация скважин штанговыми насосами. Принцип действия станка-качалки.

реферат [572,4 K], добавлен 18.05.2012

Текущий восстановительный и капитальный подземный ремонт скважин: транспортные, подготовительные, спускоподъемные, очистные и заключительные операции. Обоснование проведения спускоподъемных операций в нефтяных и газовых скважинах в процессе ремонта.

курсовая работа [2,3 M], добавлен 12.01.2010

Классификация подземного ремонта скважин на текущий и капитальный. Состав и организация работ при текущем и капитальном ремонте скважин. Подготовка скважины и оборудования для подземного ремонта. Освоение скважин после подземного ремонта, их ликвидация.

реферат [155,3 K], добавлен 30.01.2011

Процесс добычи нефти и природного газа. Эксплуатация скважин с помощью штанговых глубинно-насосных установок. Исследование процесса эксплуатации скважин Талаканского месторождения. Анализ основных осложнений, способы их предупреждения и ликвидация.

курсовая работа [2,2 M], добавлен 11.06.2014

Источник

Подземный ремонт скважин

Увеличение фонда добывающих нефтяных скважин, в том числе механизированных, сопряжено с постоянным ростом числа подземных ремонтов скважин.

Подземным ремонтом скважины называется комплекс работ, связанных с предупреждением и ликвидацией неполадок с подземным оборудованием и стволом скважины.

При ремонтных работах скважины не дают продукции. В связи с этим простои скважин учитываются коэффициентом эксплуатации Кэ, т.е. отношением времени фактической работы скважин к их общему календарному времени за месяц, квартал, год. Коэффициент эксплуатации в среднем составляет 0,94-0,98.

Подземный ремонт скважин условно можно разделить на текущий и капитальный. Текущим ремонтом скважин (ТРС) называется комплекс работ, направленных на восстановление работоспособности скважинного и устьевого оборудования, и работ по изменению режима эксплуатации скважины, а также по очистке скважинного оборудования, стенок скважины и забоя от различных отложений (парафина, гидратных пробок, солей, продуктов коррозии). Текущий ремонт скважин подразделяют на: планово-предупредительный (или профилактический) и восстановительный.

Планово-предупредительный ремонт скважин — это ремонт с целью предупреждения отклонений от заданных технологических режимов эксплуатации скважин, вызванных возможными неполадками в работе, как подземного оборудования, так и самих скважин. Планово-предупредительный ремонт планируется заблаговременно и проводится в соответствии с графиками ремонта.

Восстановительный ремонт скважин — это ремонт, вызванный непредвиденным резким ухудшением технологического режима эксплуатации скважин или их остановкой из-за отказа насоса, обрыва штанговой колонны и т.п.

Капитальным ремонтом скважин (КРС) называется комплекс работ, связанных с восстановлением работоспособности обсадных колонн, цементного кольца, призабойной зоны, ликвидацией сложных аварий, спуском и подъемом оборудования при раздельной эксплуатации и закачке

В настоящее время более 90 % всех ремонтов выполняется на скважинах с ШСНУ и менее 5 % — с УЭЦН.

При подземном ремонте скважин проводятся следующие операции:

а) транспортные — доставка оборудования на скважину;

б) подготовительные — подготовка к ремонту.

в) спускоподъемные -подъем и спуск нефтяного оборудования;

г) операции по очистке скважины, замене оборудования, ликвидации мелких аварий;

д) заключительные — демонтаж оборудования и подготовка его к транспортировке.

В данной курсовой работе рассматривается операция проведения спускоподъема нефтяного оборудования, а именно технология проведения СПО, оборудование и инструмент, применяемый при СПО, охрана труда и правила пожарной безопасности при СПО, а также меры по охране окружающей среды и недр при спускоподъемных операциях.

СПО занимают основную долю в общем балансе времени на ремонт скважины (в зависимости от характера подземного ремонта занимают от 50 до 80 % всего времени, затрачиваемого на ремонт, то есть фактически определяют общую продолжительность текущего ремонта). Технологический процесс СПО состоит в поочередном свинчивании (развинчивании) НКТ, являющихся средством подвески оборудования, каналом для подъема добываемой жидкости и подачи технологических жидкостей в скважину, а в некоторых случаях инструментом для ловильных, очистных и других работ.

Целью курсовой работы является обоснование проведения спускоподъемных операций в нефтяных и газовых скважинах в процессе выполнения в них ремонтных работ, описание технологии проведения данного вида операции, рассмотрение мер по охране труда, техники безопасности и противопожарной безопасности, а также расчет машинного времени при подъеме НКТ и расчет потребной длины талевого каната для проведения СПО.

1 ТЕХНИКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

1.1 Расчет машинного времени при подъеме насосно-компрессорных труб

Рассчитать машинное время на подъем насосно-компрессорных труб трактором-подъемником С-80 с лебедкой ЛТ-11 КМ, если длина одной трубы l = 8,5 м; длина бочки барабана lб = 0,695 м; диаметр бочки барабана dб = 0,355 м; диаметр талевого каната δ = 0,026 м; число струн оснастки талевого каната i =10; частота вращения барабана при разных скоростях, об/мин:

п1 =33,5 об/мин; п2 = 53,5 об/мин ; п3 = 107,5 об/мин и n4 = 168,5 об/мин;

1. Определяем длину каната, навиваемого на бочку барабана lk , м, по формуле

lк = (l + 0,5) i , (1)

lк = (8,5 + 0,5)Ч10 = 90 м.

где 0,5 м — высота подъема трубы над устьем скважины.

2. Определяем число витков талевого каната в одном слое а, витков, по формуле

(2)

Коэффициент, учитывающий замедление подачи крюка при включении и торможения лебедки

Подъемник	Скорость подъема	Значение k, когда скважина оборудована насосами
		штанговыми		электропогружными
		подъём	спуск	подъём и спуск
1,2; 1,3	1,3	1,5

где с = 1 – уменьшение числа витков из-за неплотной намотки каната.

3. Определяем диаметр бочки барабана с учетом навиваемых слоев каната, di , м, по формуле

(3)

В этом случае по формуле (3) получим:

d1 = 0,355 + 0,026 + 1,87 • 0,026 • 1 = 0,43 м;

d2 = 0,355 + 0,026 + 1,87 • 0,026 • 2 = 0,478 м;

d3 = 0,355 + 0,026 + 1,87 • 0,026 • 3 = 0,527 м;

4. Определяем длину каната в каждом слое барабана lki , м, по формуле

(4)

в первом слое (m = 1)

lk1 = π•d1 •a = 3,14 • 0,43 • 26 = 35,1 м;

во втором слое (m = 2)

lk2 = π•d2 •a = 3,14 • 0,478 • 26 = 39,0 м;

в третьем слое (m=3)

lk3 = π•d3 •a = 3,14 • 0,527 • 26 = 43 м;

5. Определяем общую длину навитого каната в трех слоях l0 , м, по формуле

l0 = lk1 + lk2 + lk3 (5)

l0 = 35,1+ 39,0+43 = 117,1 м

Эта длина соответствует найденной полной длине каната, навиваемого на бочку барабана (90 м), а поэтому число рабочих слоев каната m = 3.

6. Определяем средний диаметр бочки барабана лебедки, dср , м, по формуле

(6)

7. Определяем машинное время подъема на каждой скорости лебедки tm , мин, по формуле

(7)

скорость I (n1 = 33,5 об/мин):

скорость II (n2 = 53,5 об/мин);

скорость III (n3 = 102,5 об/мин);

скорость IV (n4 = 163,5 об/мин);

1.2 Расчет потребной длины талевого каната

Определить необходимую длину талевого каната для оснастки талевой системы 4ģ5 на вышке ЭС-28-80 высотой 33 м.

1. Определяем потребную длину каната lК, м, по формуле

lК = НВ (n + 2) + l0 + l′ (1)

где n + 2 – число рабочих струн оснастки с учетом ходового и неподвижного концов талевого каната;

l0 – длина каната, постоянно навитого на барабан лебедки;

l′ — длина каната, необходимого на замену сработанной части ходового конца (l′ = 30 м)

lК = 33 (8 + 2) + 18 + 30 = 377 м;

Это в случае, когда передвижной подъемник установлен около рамного бруса вышки. Если ходовой конец талевого каната протянут через направляющий оттяжной ролик, к вычисленной длине каната необходимо добавить длину, равную высоте вышки + 10 м, т.е. (НВ + 10 м), тогда

lК = 377+ (22 + 10) = 420 м.

1.3 Технология проведения спускоподъемных операций

1.3.1 Подготовительные работы перед проведением спускоподъемных операций

Подготовительные работы проводят до начала ремонта скважины для обеспечения бесперебойной работы бригады по ремонту скважин. В процессе подготовительных работ проверяют состояние вышки (мачты), центровку ее по устью скважины, крепление оттяжек вышки или мачты, кронблока и талевой системы при необходимости ремонтируют площадку у устья скважины и мостки. Доставляют к скважине необходимое оборудование -трубы, штанги, талевый блок, подъемный крюк, канат и др. Выполняют оснастку и разоснастку талевой системы. При отсутствии вышки или мачты к скважине доставляют передвижной агрегат, устанавливают на площадке и укрепляют оттяжками. На скважинах с погружными центробежными электронасосами устанавливают кабеленаматыватель, закрепляют подвесной ролик на вышке или мачте для направления движения токоподающего кабеля. В случае необходимости глушения к скважине доставляют задавочную жидкость и промывочный агрегат.

1.3.2 Технология проведения спускоподъемных операций

СПО являются трудоемкими и в зависимости от характера подземного ремонта занимают от 50 до 80 % всего времени, затрачиваемого на ремонт, то есть фактически определяют общую продолжительность текущего ремонта. Технологический процесс СПО состоит в поочередном свинчивании (или развинчивании) НКТ, являющихся средством подвески оборудования, каналом для подъема добываемой жидкости и подачи технологических жидкостей в скважину, а в некоторых случаях инструментом для ловильных, очистных и других работ.

При спуске труб необходимо тщательно шаблонировать каждую из них, очищать резьбу трубы щеткой от грязи и песка, смазывать графитовой смазкой. Крепить трубы надо до отказа. Нельзя допускать спуск в скважину дефектных труб, то есть негерметичных, с поврежденной резьбой, кривых, помятых. Во избежание заедания торцов муфт за внутренний край эксплуатационной колонны тройников и крестовиков следует пользоваться направляющими воронками.

Спуск и подъем насосных штанг проводят так же, как и труб на более высоких скоростях ввиду их меньшей массы, чем НКТ. Поднятые штианги укладывают на мостки и между ними прокладывают деревянные рейки. Укладывание штанги должны иметь не менее шести опорных точек, равномерно распределенных по всей их длине. Провисание концов штанг и соприкосновение с грунтом не допускаются.

Для облегчения работы во время спуска штанг обратно в скважину, каждый последующий их ряд должен быть выдвинут к устью скважины против предыдущего ряда на 15-20 см. Обнаруженные при подъеме дефектные штанги откладывают в сторону и по окончанию ремонта убирают с мостков. Перед спуском насосных штанг в скважину каждую из них тщательно осматривают. Не допускается смешивание штанг, изготовленных из сталей различных марок. При спуске ступенчатой колонны необходимо строго придерживаться данных наряда. Перед свинчиванием резьбу тщательно очищают и смазывают графитовой смазкой, а затем закрепляют до отказа.

Отбракованные штанги доставляют на базу, где после сортировки, наиболее сохранившиеся штанги отбирают для применения их в неглубоких скважинах при небольших нагрузках.

Для составления колонны насосных штанг строго определенной длины применяют штанги укороченной длины. Свинчивание и развинчивание НКТ во время СПО выполняют с помощью автоматов АПР-2ВБ с приводом от электродвигателя, АПР-ГП с гидроприводом, механическим ключом КМУ-32 и КМУ-50 грузоподъемностью 32 и 50 т. КМУ-ГП с гидроприводом. При ремонте скважин с УЭЦН широкое применение получили ключи КМУ. Для свинчивания и развинчивания насосных штанг используют штанговые ключи АШК-Г и АШК-Т. Как было указано выше, резьбовое соединение смазывают графитовой смазкой, для приготовления которой рекомендуют следующие рецепты (по массе): первый: графит-50-60 %; технический жир-5%; каустическая сода -1,5%; машинное масло 33,5-43,5%. Второй: графит 30%; солидол 24%; машинное масло 35%; канифоль 2%.

В качестве смазки резьбовых соединений НКТ применяют и готовые консистентные смазки Р-2 или Р-402.

1.4 Оборудование и инструмент, применяемые при спускоподъемных операциях

1.4.1 Оборудование, применяемое при проведении спускоподъемных операций

Для выполнения подземных ремонтов скважин применяют различные комплексы оборудования и инструментов в сочетании с технологическими установкам. Оборудование это можно поставлять отдельными комплектами или узлами.

К основному оборудованию, при помощи которого проводят СПО, относят подъемные лебедки и установки, монтируемые на самоходных транспортных базах (гусеничные или колесные). Подъемные установки в отличие от лебедок оснащены вышкой с талевой системой и ключами для свинчивания и развинчивания НКТ и насосных штанг. При выполнении капитальных ремонтов подъемные установки комплектуют насосным блоком, ротором, вертлюгом, циркуляционной системой и другим оборудованием.

Наиболее широко применяют тракторный подъемник ЛПТ-8 и установки подъемные типов АзИНмаш-37А, УПТ-50, А-50М, АПР60/80, УПА-60,УПА-60А(60ģ80),УПА-100 и другие.

При работе с подъемниками скважины должны иметь вышку или мачту с кронблоком, талевой системой с эксплуатационным крюком и оттяжным роликом.

Агрегат А-50М. Взамен агрегата А-50У выпускают модернизированный агрегат А-50М с повышенными надежностью и грузоподъемностью.

Агрегат A-50M также предназначен для освоения и ремонта нефтяных, газовых и нагнетательных скважин с проведением спускоподъемных операций с насоснокомпрессорными и бурильными трубами, промывки песчаных пробок, глушения скважин, циркуляции промывочного раствора при бурении, фрезеровании и разбуривании цементных стаканов для проведения ловильных и других работ по ликвидации аварий в скважинах. Все механизмы агрегата, кроме промывочного насоса, смонтированы на шасси КрАЗ-250 с подогревателем ПЖД-44-П. Промывочный насос 9МГр смонтирован на двухосном прицепе.

В качестве привода навесного оборудования используется ходовой двигатель в агрегате А-50У шасси КрАЗ-257, а в А-50М шасси КрАЗ-250. Мощность от двигателя отбирается через коробку отбора мощности 23, установленную на раздаточной коробке автомобиля. Карданный вал 21 коробки отбора мощности соединен с раздаточным редуктором 20, смонтированным на раме 22.

От раздаточного редуктора мощность отбирается при помощи клиновых ремней на компрессорную установку 4, питающую пневмоуправление 16 сжатым воздухом, а также на силовую передачу 29 через карданные валы 27 и 28. Через силовую передачу мощность передается на промывочный насос 26 при помощи карданного вала. Цепной передачей 30 в кожухе 32 осуществляется привод лебедки 6 и через промежуточный вал 33 привод бурового ротора. Переключение коробки отбора мощности на промежуточный вал выполняется рычагами управления зубчатыми муфтами 19.

В рабочем положении мачта 14 одной стороной опирается на лебедку, другой через домкрат 18 — на грунт. Установку мачты из транспортного положения в вертикальное — рабочее и обратно проводят посредством домкратов 7, цилиндры которых защищены кожухом. Кронблок мачты и талевый блок 10 оснащены талевым канатом 9. На мачте размещены подвеска ключей 11 и подвеска бурового рукава 12, который соединяется с насосом при помощи манифольда 25. При необходимости к талевому блоку можно подвесить вертлюг 13 с квадратной штангой 15. Нагрузка на крюке определяется при помощи индикатора веса 8, устанавливаемого на «мертвом» конце талевого каната. В транспортном положении мачта опирается на переднюю опору 1, размещенную на переднем буфере, где также находится балка для крепления силовых оттяжек 24, и на среднюю опору 2, на которой установлена вспомогательная электролебедка 3. Гидросистема 5 обеспечивает питание гидрораскрепителя 31 и гидроротора 17.

В состав установки входит также электрооборудование 34, узел управления и освещения шасси 36, установка запасного колеса и площадки оператора 35.

Рис.1 Агрегат А-50М

Рис. 2 Агрегат А-50М. Вид сверху

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; 15-домкратная штанга; 16-пневмоуправленне; 17-гидроротор; 18-домкрат; 19-зубчатая муфта; 20-редуктор; 21-карданный вал; 22-рама; 23-коробка отбора мощности; 24-силовые оттяжка; 25-маннфольд; 26-промывочный насос; 27, 28-карданные валы; 29-силовая передача; 30-цепная передача; 31-гидрораскрепитель; 32-кожух; 33-промежуточный вал; 34-электрооборудование; 35-площадка оператора; 36-узел управления и освещения шасси;

Кинематическая схема агрегата А-50М (рис.3) в отличие от схемы А-50У имеет два масляных насоса 2МН-250/100 вместо одного М-20 в агрегате А-50У. Привод навесного оборудования агрегата и насосного блока осуществляется от тягового двигателя автомобиля через коробку скоростей, включенную напрямую, и раздаточную коробку. Шестерни 16 и 17 раздаточной коробки автомобиля находятся в постоянном зацеплении с шестернями 3 и 2 коробки отбора мощности I , свободно сидящими на валу I. При включении зубчатой муфты две скорости передаются валу 1, затем через карданный вал 2 — первичному валу 3 раздаточного редуктора 14 с коническими шестернями 4 и 13. От вала 3 вращение передается через встроенный редуктор масляным насосам 11, питающим гидроротор 10 привода ротора 9 и гидроцилиндры подъема вышки. Масляные насосы включаются в работу посредством зубчатых муфт.

От шкива, сидящего на первичном валу 3, вращение клиновыми ремнями передается компрессору 12. От вторичного вала раздаточного редуктора вращение карданным валом IV сообщается валу V, на который посажена звездочка 5 цепной передачи привода лебедки 7. На консоли вала V на подшипниках качения установлен фланец, включаемый зубчатой муфтой; к фланцу прикреплен карданный вал VI привода промывочного насоса 6. Включение промывочного насоса выполняется зубчатой муфтой, посаженной на тот же консольный конец вала раздаточного редуктора. От вала V вращение цепной передачей передается валу VII силовой передачи, который, в свою очередь, соединен цепными передачами с валом VIII подъемного барабана 5.

Лебедка 7 имеет две шинно-пневматические муфты. Цепные передачи включаются шинно-пневматическими муфтами и передают валу подъемного барабана две скорости (большую и малую). В сочетании с двумя скоростями вала силовой передачи они обеспечивают четыре скорости вращения подъемного барабана, жестко сидящего на шпонках барабанного вала. При работе на первой скорости коробки отбора мощности посредством шиннопневматических муфт лебедки можно включить первую или третью скорости подъемного барабана, при работе коробки отбора мощности на второй скорости — вторую или четвертую.

Рис. 3. Кинематическая схема агрегата А-50М.

1-коробка отбора мощности; 2, 3-шестерни коробки отбора мощности; 4, 13-шестерни конические; 5-звездочка цепной передачи; 6-промывочный насос; 7-лебедка; 8-подъемный барабан; 9-ротор; 10-гидроротор; 11-масляный насос; 12-компрессор; 14-раздаточный редуктор; 15-раздаточная коробка; 16, 17-шестерни раздаточной коробки; I-ведущий вал; II, IV, VI-карданные валы; III-первичный вал; V-вал цепной передачи;VII-вал силовой передачи; VIII-вал подъемного барабана;

Техническая характеристика агрегатов А-50У и А-50М.

Включенная передача I II III IV

Скорость намотки-каната, м/с:

А-50У 1,088 1,9 4,17 7,8

А-50М 1,146 2,28 4,38 8,64

Скорость подъема талевого блока, м/с:

А-50У 0,181 0,317 0,695 1,215

A-50M 0,191 0,38 0,73 1,444

Частота вращения вала барабана, мин -1:

А-50У 39,8 69,8 153 268

А-50М 39,5 78 151 294

Грузоподъемность на крюке, т:

А-50У 50 34,5 12,6 7,5

А-50М 60 30 15,8 8,0

Вал силовой передачи с помощью цепных передач, включаемых шинно-пневматической и зубчатой муфтами, передает две скорости вращения промежуточному валу IX бурового ротора. Ввиду того, что раздаточный редуктор агрегата получает от коробки отбора мощности две скорости вращения, ротор и промывочный насос также имеют две скорости вращения. Частота вращения вала и мощность гидроротора агрегатов А-50У и А-50М приведены ниже

Включенная передача I II III

Частота вращения вала, мин -1

Мощность гидроротора, кВт:

А-50М 14,7 28,6 57

Установку вышки в вертикальное и горизонтальное положения проводят при работе коробки передач автомобиля на первой передаче и при одном включенном маслонасосе. Гидросистема заполняется профильтрованным маслом ВМГЗ для работы при температуре окружающей среды от —50 до +65 °С. Пневмосистема агрегата снабжается сжатым воздухом от двухцилиндрового двухступенчатого компрессора М155-2В5

Допускаемая нагрузка, кН 500 125

Наибольшее тяговое усилие на набе- 1100 1000

гающем конце каната, кН

Диаметр тормозных шкивов, мм 2 2

Число тормозных шкивов 2 2

Высота от земли до оси кронблока,м 22,4

Допустимая длина поднимаемой

Расстояние от торца рамы до оси

скважины, мм 1040

Оснастка талевой системы 3X4 Диаметр, мм:

канатного шкива 470

талевого каната 25

Подача, м*/мин До 0,6

Давление нагнетания, МПа До 10

Тип НБ-125 (9МГр-73)

Наибольшее давление (при подаче

Наибольшая подача (при давлении 6 МПа), л/с 9,95

Монтажная база — прицеп 71 ОБ или СМ-38326

Масса насоса с прицепом, кг 4144

Вал привода бурового ротора

Отбираемая мощность, кВт 95,5 100

Частота вращения, мин»1:

скорость 214 214

скорость 360 423

Лебедка вспомогательная — ТВ-224В (ТЛ-9)

Грузоподъемность, т — 25

Скорость подъема, м/с — 0,25

Масса установки без насосного при цепа, кг 22 610 24 000

Агрегат АзИНмаш-37А (рис. 4), смонтированный на шасси автомобиля КрАЗ-255Б, предназначен для текущего ремонта нефтяных, газовых и нагнетательных скважин глубиной до 2900 м. Имеет следующие основные узлы: лебедку, вышку с талевой системой, переднюю и заднюю опоры вышки, кабину оператора, а также гидравлическую, пневматическую и электрическую системы управления агрегатом и другие вспомогательные узлы и механизмы

.

Рис. 4. Агрегат АзИНмаш-37А.

1 — талевая система; 2 — вышка; 3 — силовая передача; 4- передняя опора; 5 — кабина оператора; 6 — лебедка; 7 — гидроцилиндр подъема вышки; 8 — задняя опора

Лебедка агрегата включает конический редуктор, барабанный и приводной вал, смонтированный на общей сварной коробчатой станине. Барабан сварной конструкции установлен на подшипниках качения. Муфта включения барабана фрикционная, пневматическая с дисковыми вкладышами из ретинакса, смонтирована внутри тормозного шкива.

Вышка — сварная, решетчатой конструкции, телескопическая, двухсекционная с открытой передней гранью. В транспортном положении вышка опирается на переднюю и заднюю опоры.

Подъем вышки осуществляется гидравлическими домкратами, выдвижение верхней секции — лебедкой с гидроприводом через блочно-канатную систему. Выдвинутая верхняя секция фиксируется на пневматически управляемых упорах. В процессе работы на скважине вышка закрепляется четырьмя оттяжками. Она снабжена также ограничителями подъема верхней секции и подъема крюкоблока. При достижении крюкоблоком критического верхнего положения ограничитель отключает фрикцион лебедки и включает тормоз.

Телескопические опорные винтовые домкраты задней опоры вышки можно фиксировать по высоте в трех различных положениях. Опорные домкраты опускаются под действием своего веса при вытаскивании фиксирующего пальца. В транспортном положении опорные домкраты поднимаются гидравлическими подъемниками, установленными внутри ног задней опоры.

Талевая система состоит из одноосного трехроликового кронблока и одноосного двухроликового крюкоблока с трехрогим крюком. Неподвижный конец талевого каната закреплен на боковой стенке станины лебедки.

Гидравлическая система агрегата обеспечивает подъем вышки и опорных домкратов задней опоры, привод лебедки, выдвижение верхней секции вышки и автомата АПР-ГП для свинчивания и развинчивания насосно-компрессорных труб.

Пневматическая система агрегата предназначена для усиления тормоза, управления муфтами включения барабана, гидронасоса, дистанционного управления сцеплением двигателя, упоров вышки и тормозом при срабатывании противозатаскивателя. Воздух в пневмосистему агрегата подается от компрессора автомобиля через его масловлагоотделитель и три воздушных баллона, последовательно соединенных с целью улучшения условий выпадения конденсата.

Электрооборудование в сочетании с пневматической и гидравлической системами предназначено для управления механизмами при установке и снятии агрегата на скважине, для проведения спускоподъемных операций и освещения вышки и рабочей площадки устья.

Управление механизмами агрегата при проведении спускоподъемных операций осуществляют из кабины, расположенной между лебедкой и ездовой кабиной автомобиля (рис. 4). Управление установкой вышки в рабочее положение выполняют с выносного пульта, соединенного с общей электросистемой агрегата кабелем. Это позволяет машинисту располагаться в любом удобном и безопасном для него месте, в радиусе до 10 м. Привод навесного оборудования агрегата лебедки 21 осуществляется от тягового двигателя автомобиля через коробку скоростей, включенную напрямую, и раздаточную коробку. Шестерня 19 раздаточной коробки автомобиля 20 находится в постоянном зацеплении с шестерней 2 коробки отбора мощности 1, свободно сидящей на валу 1. Включением зубчатой муфты вращение передается валу 1, от него через карданный вал II — первичному валу III коробки передач 6 и далее — через шестерни 3 и 17 — промежуточному валу V.

Рис. 5.. Кинематическая схема АзИНмаш-37А

1 — коробка отбора мощности; 2 — шестерни коробки отбора мощности; 3, 17 — шестерни передачи вращения промежуточному валу; 4, 5, 7, 8 — шестерни вторичного вала; 6 — коробка передач; 9, 12 — шестерни конические; 10, 11 — шестерни передачи вращения барабанному валу; 13, 14, 15, 16 — шестерни промежуточного вала ; 18 — шестерня паразитная; 19 — шестерня раздаточной коробки; 20 — коробка раздаточная; 21 — лебедка; 22 — лебедка выдвижения верхней секции вышки; 23 — автомат свинчивания и развинчивания НКТ; I — ведущий вал; II, VII — карданный вал; III — первичный вал; IV — вал привода гидронасоса; V — промежуточный вал; VI — вторичный вал; VIII — вал конического редуктора; IX — вал конической передачи; X — приводной вал; XI — вал барабана

Шестерни 13, 14, 15 и 16, неподвижно посаженные на промежуточном валу V, находятся в постоянном зацеплении соответственно с шестернями 8, 7, 5 и 4, свободно сидящими на вторичном валу VI, причем шестерни 16 и 15 зацепляются через паразитную шестерню 18, а остальные

Источник