Характеристика агрегата А-50У при оснастке палевой системы 4X3

 

Скорость	Скорость кана­та, м/с	Скорость тале­вого блока, мм	Частота враще­ния вала бара­бана, об/мин	Грузоподъем­ность, т
I	1,088	0,181	39,8	50 0
III III	1,9 4,17	0,317 0,695	69,8 153,0	34,5 1Й 6
IV	7,8	1,215	268,0	7,5

водом, компрессора /, гидродомкратов подъема 3, вышки 6 и системы управления 7 агрегатом и лебедкой. Грузоподъемность агрегата при работе подъемного барабана лебедки и оснастке талевой системы 4X3 приведена в табл. III. 1.

Максимальное натяжение подъемного каната—100 кН, тар-тального — 73 кН, диаметр талевого каната 25 мм, тартально-го — 13 мм.

Телескопическая мачта в рабочем положении имеет угол наклона 6°, высота ее до оси четырехроликового кронблока, имеющего специальный ролик для тартального каната, 22 400 мм.

Управление механизмами агрегата, оснащенного ограничи­телем подъема крюкоблока, пневматическое от компрессора М-155-2. Охлаждение тормозов подъемного и тартального бара­банов воздушное.

Привод навесного оборудования агрегата и промывочного насоса осуществляется от ходового двигателя автомобиля КрАЗ-257 при работе на прямой передаче. Отбор мощности осуществляется от раздаточной коробки автомобиля.

Частота вращения вала и мощность ротора приведены ни­же.

I 40 23,5

II 70 44

Скорость

Частота вращения, об/мин

Мощность гидравлического двигателя М-20, кВт

Максимальное давление в гидросистеме привода ротора 13 МПа, а рабочее 8 МПа.

Промывочный насос 9 МГР смонтирован на двухосном ав­топрицепе 2ПН-2. Максимальное давление насоса равно 16 МПа при подаче 6,1 дм³/с. Максимальная подача 9,95 дм³/с обеспе­чивается при давлении 6 МПа.

Габаритные размеры агрегата (в мм): длина—12460, ши­рина— 2650, высота — 4160, масса агрегата без насосного при­цепа 22400 кг, масса насосного прицепа 4124 кг.

Агрегат АзИНМАШ 37-А максимальной грузоподъем­ностью 32 т, смонтированный на шасси автомобиля КрАЗ-255Б, предназначен для текущего ремонта скважин глубиной до

 

2900 м. Привод навесного оборудования лебедки осуществля­ется от тягового двигателя автомобиля ЯМЗ-238 мощностью 176 кВт при частоте вращения вала 2100 об/мин через коробку скоростей и раздаточную коробку автомобиля.

Агрегат комплектуется автоматом АПР-2ВБ или АПР-ГП (гидроприводной) при использовании НКТ и автоматом АШК.-Т — при использовании штанг.

Вышка сварная, решетчатая, телескопическая, двухсекцион­ная с открытой передней гранью. Снабжена она ограничителя­ми подъема верхней секции и подъема крюкоблока. При дости­жении крюкоблоком критического верхнего положения ограни­читель отключает фрикцион лебедки и включает тормоз.

Талевая система состоит из одноосного четырехроликового кронблока и крюкоблока 2КРБ2Х28 (двухроликового талевого, блока и трехрогого крюка с амортизационной пружиной).

Гидравлическая система обеспечивает подъем вышки и дом­кратов задней опоры, а также служит приводом для лебедки выдвижения верхней секции вышки и автомата АПР-ГП для свинчивания и развинчивания НКТ.

Пневматическая система предназначена для управления муфтами включения барабана, гидронасоса, дистанционного управления сцеплением двигателя, управления тормозом при срабатывании противозатаскивателя. Управление тормозным устройством лебедки — ручное с пневматическим усилителем от ножной педали. Расстояние от оси опорных домкратов до цент­ра скважины должно быть 1500 мм. Оснастка талевой системы 3X2, максимальный диаметр каната 21,5 мм.

Габаритные размеры агрегата 10180X2700X4000 мм, масса его 19 600 кг, в том числе заправка 300 кг.

Освещение агрегата, рабочей площадки и мостков осуществ­ляется взрывобезопасными светильниками ФВН-64-1 и ФВН-64-2 с питанием от базового генератора или от сети че­рез трансформатор и выпрямитель.

Техническая характеристика агрегата АзИНМАШ-37А при­ведена ниже.

Для спуско-подъемных операций при текущем и капиталь­ном ремонте нефтяных и газовых скважин, оборудованных вы-шечными сооружениями, применяют подъемную лебедку ЛПТ-8, смонтированную на шасси трактора Т-130. Лебедка со­стоит из однобарабанного блока с приводом от двигателя трак-

 

тора через шестискоростную коробку передач. Техническая ха­рактеристика подъемника ЛПТ-8 приведена в табл. III.2.

Для освоения и капитального ремонта скважин глубиной до 3500 м при наличии стационарных подъемных сооружений, рас­положенных на морских основаниях или приэстакадных пло­щадках, применяют подъемную установку ЛПР-10Э. Установка комплектуется лебедкой стяговым усилием кана­та 100 кН, ротором, механизмами для свинчивания и развин­чивания бурильных труб диаметрами 73 и 89 мм и НКТ диа­метром до 114 мм с гидравлическим приводом, гидрораскрепи-телем и другими средствами малой механизации. Она создана на базе унифицированной лебедки от подъемника ЛПТ-8, осна­щена противозатаскивающим механизмом, катушкой для под­таскивания тяжестей, цепной звездочкой для привода ротора. Ленточный механический тормоз сдублирован с электромагнит­ным, позволяющим спускать колонну по заранее заданному ре­жиму торможения.

 

3. Причины поступления пластового флюида в скважину при креплении скважин.

 

Причины поступления чуждых вод в скважи­ны — недоброкачественное цементирование эксплуатационной колонны, вследствие чего не достигается полное разобщение нефтеносных горизонтов от водоносных; нарушение цементного кольца в заколонном пространстве или цементного стакана на забое скважины; обводнение через соседнюю скважину, эксплуа­тирующую тот же горизонт (скважина-обводнительница); де­фект в эксплуатационной колонне вследствие недоброкачествен­ности металла (наличие в теле обсадных труб трещин, раковин); разрушение колонны под воздействием минерализованных пла­стовых вод; нарушение колонны в процессе освоения скважины; повреждение колонны при текущем и капитальном ремонте.

 

4. Технология и варианты глушения скважин. Категория скважин, подлежащих глушению.

 

5. Оказание первой помощи при тепловом ударе.

 

 

Билет №5

1. Устранение негерметичности обсадной колонны установкой пластыря.

 

Перекрытие дефекта колонны тонкостенным металлическим пластырем возможно после получения Достоверной информации о местоположении, протяженности и

конфигурации дефекта колонны, очистки ее внутренней поверх­ности от заусениц, цементной корки и продуктов коррозии, из­мерения остаточной толщины стенок негерметичных обсадных труб.

Устройство Дорн предназначено для установки тонкостенных металлических пластырей в местах нарушений герметичности эксплуатационных колонн в нефтяных, газовых и нагнетатель­ных скважинах диаметром 146 и 168 мм, образовавшихся в ре­зультате трещин, коррозии, износа, перфорации, нарушений резьбовых соединений, селективной изоляции пластов в зоне перфорации и т. д.

ВНИИКрнефть разработал два типа устройств: 1) без опоры на обсадную колонну (рис. V.5), применяемое в случаях, когда дефект находится менее чем в 3 м от забоя; 2) с опорой на об­садную колонну (рис. V.6), используемое в случаях, когда де­фект находится на расстоянии не более 0,5 м.

Работа устройств обоих типов основана на расширении про­дольно гофрированной трубы до плотного контакта с обсадной

колонной за счет избыточного давления в полости дорнирующей головки с последующей протяжкой устройства талевой систе­мой. По принципу работы эти устройства отличаются следую­щим. Надежное сцепление пластыря с ремонтируемой колонной в устройстве первого типа осуществляется за счет силовых ци­линдров, которые обеспечивают заход дорнирующей головки в пластырь в начальный период дорнования (расширения), а в устройстве второго типа — за счет опоры якорей на колонну, что позволяет удерживать пластырь в начальный период дор­нования.

Эти устройства не рекомендуется применять, когда ремонти­руемая колонна сильно повреждена и может быть разорвана опорным якорем.

По окончании работ проверяют качество РИР. При недоста­точной степени герметичности колонны тампонируют каналы утечки за пластырь с применением фильтрующихся полимерных тампонажных материалов (ПТМ).

 

2. Системы блокировки, применяемые в оборудовании для КРС.

 

Необходимо рассказать о оборудовании, которое сопровождается при КРС (манометры, индикаторы веса, предохранительные клапаны, ограничитель талевого каната, успокоитель каната и т.д.)

 

3. Признаки и раннее обнаружение газонефтеводопроявления.

 

Газо-, нефте- и водопроявления возникают в случаях, когда давление вскрываемого пласта превышает давление столба жид­кости в стволе скважины. Однако газ может проникать в буро­вой раствор в случае, если давление столба жидкости не превы­шает пластовое. Обычно это происходит при длительных про­стоях. Газ, проникая в раствор и насыщая его, снижает его плотность, что может привести к выбросу. Во время вскрытия водоносных пластов вода поступает в буровой раствор, при этом наблюдается снижение плотности последнего и повышение его водоотдачи.

Для предотвращения возможных газонефтепроявлений необ­ходимо принимать следующие меры:

1) применять буровые растворы с низкой водоотдачей, по­
вышенной плотностью и пониженной вязкостью;

2) создавать противодавление на высоконапорные горизонты
повышением плотности раствора; ,

3) применять раствор небольшой вязкости, обеспечивать по­
стоянную дегазацию выходящего раствора.

Перед каждым спуском бурильных труб и подъемом инстру­мента из скважины необходимо проверять исправность превен-тора и задвижек. Буровой мастер обязан лично (не реже одного раза в неделю) проверять исправность действия этих устройств.

Для предотвращения выброса и фонтанирования необходимо соблюдать следующее:

 

а) если в скважину спущены бурильные трубы, то следует
навинтить ведущую трубу, закрыть превсптор и закачать утя­
желенный буровой раствор, поддерживать противодавление на
устье с помощью штуцера с соответствующим проходным от­
верстием;

б) если в скважину бурильные трубы не спущены, то отвер­
стие превентора необходимо закрыть глухими плашками; при
отсутствии глухих плашек следует спустить в скважину несколь­
ко свечей бурильных труб с обратным клапаном, навинтить ве­
дущую трубу и закачать утяжеленный буровой раствор; под­
держивать противодавление на устье с помощью штуцера;

в) если давление, развиваемое буровым насосом, недостаточ­
но, то необходимо использовать насосную установку, которая
развивает большее давление. Для глушения фонтана в затруб-
ное пространство закачивают утяжеленный буровой раствор и
поддерживают противодавление на устье с помощью штуцера с
соответствующим проходным отверстием.

 

4. Причины и особенности ремонта скважин, оборудованных центробежными насосами.

 

Подготовка к спуску и спуск ЭЦН. Подготов­ка скважин к спуску в них погружного агрегата заключается в проверке состояния эксплуатационной колонны (от устья до глубины, превышающей глубину спуска агрегата на 100— 150 м) шаблоном, диаметр которого должен быть на 4 мм боль­ше максимального наружного диаметра погружного агрегата и длиной не менее 9 м. При этом следует избегать спуска шаб­лона в фильтровую часть.

Перед спуском ЭЦН подготавливают рабочее место, уста-навливают мостки для укладки на них деталей погружной

 

-установки, монтируют подвесной ролик ко второму поясу выш­ки, подготавливают вспомогательные приспособления и инст­румент для соединения отдельных частей погружного агрегата II крепления кабеля.

Подвесной ролик служит для направления кабеля, сбегае-мого с верхней части барабана, к устью скважины, облегчения операций по спуску и подъему и недопущения перегибов. Кабе-ленаматыватель устанавливают в 15—17 м от устья скважины в поле зрения тракториста. Ось барабана должна быть перпен­дикулярна к линии, соединяющей центры его и устья скважи­ны.

Работы по спуску погружного центробежного электронасоса в скважину выполняют в следующем порядке: на устье сква­жины двигатель соединяют с гидрозащит^юй и насосом; наде­вают монтажный хомут на компенсатор, поднимают его с мост­ков и спускают в скважину до посадки на фланец эксплуата­ционной колонны; снижают транспортировочную крышку ком­пенсатора, надевают хомут на двигатель, приподнимают его над устьем скважины и снимают нижнюю транспортировочную •крышку; соединяют двигатель с компенсатором, вывичнивают пробку и открывают перепускной клапан, отвинтив его на 3—4 оборота; вновь завинчивают пробку и снимают хомут с компен­сатора, спускают двигатель в скважину до установки хомута на фланец эксплуатационной колонны; снимают крышку кабель­ного ввода двигателя, промывают контакты трансформаторным маслом и замеряют сопротивление изоляции двигателя и кабе­ля. Оно должно быть не менее 10 кОм.

После всех этих операций вывинчивают пробку двигателя, в отверстие ввинчивают штуцер маслонасоса и прокачивают масло до перелива его через отверстие в колодке кабельного ввода, соединяют муфту кабеля с колодкой токоввода двига­теля и устанавливают на место крышку. Затем испытывают на герметичность кабельный ввод и фланцевое соединение с ком­пенсатором при давлении масла 1,0 МПа в течение 5 мин. При этом течь и запотевание недопустимы. При опрессовке пере­пускной клапан компенсатора должен быть открыт.

Далее с двигателя снимают верхнюю транспортировочную крышку, проверяют вращение вала шлицевым ключом (вал Должен проворачиваться без заеданий), надевают хомут на протектор и поднимают его над устьем. Затем снимают -верх­нюю крышку протектора и проверяют вращение его вала, про­веряют посадку шлицевой муфты на валы двигателя и протек­тора и соединяют двигатель с протектором.

Вывинчивают пробку протектора и через клапан в головке

двигателя заканчивают трансформаторное масло до появления

его в отверстии под пробкой, ввинчивают манометр и испыты-

вают на герметичность фланцевое соединение протектора с

Двигателем при давлении 0,2 МПа в течение 10 мин. При этом

 

течь недопустима. Затем давление снижают до атмосферного и вывинчивают манометр.

После осуществления всех контрольных работ приподнима­ют насос над устьем и проверяют вращение его валов, валов протектора и посадку шлицевой муфты и соединяют насос с протектором.

Далее погружной агрегат приподнимают над устьем, вывин­чивают пробку из компенсатора, открывают его перепускной клапан и вновь ввинчивают пробку. Затем кратковременно включают двигатель для определения правильности направле­ния вращения вала (направление вращения будет правильным, если корпус двигателя развернется против часовой стрелки при наблюдении за валом сверху). После этого погружной аг­регат соединяют с первой трубой, под которой монтируют спускной клапан. Спуск НКТ с погружным агрегатом ничем не отличается от спуска труб при обычном ремонте скважин. Раз­ница заключается лишь в том, что одновременно с НКТ спус­кают кабель, который крепят к трубам с помощью металличес­ких хомутов с пряжкой. При этом необходимо проверять изо­ляцию кабеля и следить за тем, чтобы он не закручивался во­круг труб. Скорость спуска погружного агрегата не должна превышать 0,25 м/с. После спуска ЭЦН собирают устьевое обо­рудование. Если при этом необходимо регулировать дебит сква­жины, то на устье устанавливают штуцер соответствующего ди­аметра.

Подъем и демонтаж погружного агрегата проводят в обрат­ном порядке. Остальные ремонтные работы в скважинах, обо­рудованных ЭЦН (например, чистка и промывка скважины от песчаных пробок, удаление парафинистых, солевых и других отложений и т. д.), существенно от таковых при обычном те­кущем ремонте не отличаются.

Смена ЭЦН. Прежде чем приступить к работам по подъему агрегата из скважины, необходимо выключить установ­ку и блок рубильник-предохранитель. Затем отсоединяют ка­бель, питающий двигатель, от станции управления и проверя­ют сопротивление изоляции системы кабель — двигатель. При необходимости глушат скважину, демонтируют устьевую арма­туру, спускают жидкость из колонны НКТ через спускной кла­пан, установленный над насосом. Отверстие в этом клапане вскрывают при помощи металлического стержня диаметром 35мм и длиной 650 мм, сбрасываемого в трубу с поверхности. Стер­жень, ударяясь о штуцер, отламывает его в месте надреза и и открывает отверстие в клапане. В результате жидкость из труб перетекает в эксплуатационную колонну. После удаления жид­кости из насосных труб в муфту верхней из них, подвешенной на планшайбе, ввинчивают подъемный патрубок длиной 0,5— 1,0 м, имеющий на одном конце резьбу, а на другом — муфту для захвата элеватором. Затем разбирают уплотнение кабеля в планшайбе или колонной головке, устанавливают пьедестал

на фланец эксплуатационной колонны и извлекают насосные трубы с кабелем. Погружной агрегат поднимают со скоростью не более 0,25 м/с.

По мере подъема труб кабель освобождают от хомутов, не допуская падения их в скважину, и навивают на барабан ка-беленаматывателя. При этом необходимо следить за тем, что­бы кабель навивался равномерно и не касался земли.

Во время спуско-подъемных операций проводить какие-либо работы с кабелем запрещается: нельзя сматывать его на зем­лю, не допускаются резкие перегибы его и удары по броне. После подъема агрегата снимают защитные кожухи (защитные хомуты) плоского кабеля. Под головкой нижней секции насоса устанавливают хомут, агрегат спускают до посадки хомута на фланец эксплуатационной колонны и верхнюю секцию насоса отсоединяют от нижней. После проверки вращения вала верх­нюю секцию закрывают защитной крышкой и укладывают на мостки.

В процессе демонтажа узлы агрегата (насос, протектор, двигатель, компенсатор и муфта кабеля) обязательно закрыва­ют упаковочными крышками.

 

5. Оказание первой помощи при пищевом отравлении.

Билет №6

1. Устранение негерметичности спуском дополнительной обсадной колонны меньшего диаметра.

 

Перекрытие дефекта колонны трубами мень­шего диаметра применяют в следующих случаях:

тампонирование дефекта не обеспечивает требуемой степени герметичности обсадной колонны;

колонна имеет несколько дефектов, устранение которых другими методами невозможно или экономически нецелесо­образно;

по условиям эксплуатации скважины допустимо перекрытие дефекта трубами меньшего диаметра, уменьшающими проход­ное сечение колонны.

Перекрытие дефекта колонны осуществляют следующими способами:

спуском дополнительной колонны меньшего диаметра до за­боя или интервала перфорации;

спуском летучки, т. е. перекрытием дефекта трубами мень­шего диаметра, длина которых определяется протяженностью негерметичного интервала колонны;

перекрытием дефекта тонкостенными металлическими пла­стырями, запрессованными в обсадную колонну (устройство Дорн).

Дополнительную колонну спускают во внутрь ос­новной эксплуатационной колонны, устанавливая башмак ее ниже дефекта и выше продуктивного горизонта или на забое. В отдельных случаях с целью экономии обсадных труб спуска­ют летучку, которая перекрывает только интервал дефектов, при этом нижняя и верхняя части эксплуатационной колонны остаются прежними.

Дополнительную колонну спускают в скважину с последую­щим цементированием или же с установкой пакера. При цемен­тировании обеспечивается надежная изоляция притока чуждых

 

 

вод. Длину этой колонны выбирают из расчета создания цементного кольца ъ затрубном пространстве на 30—50м выше верхнего дефекта в эксплуата­ционной колонне. На нижний конец летучки, соединяемой с колонной бу­рильных труб 1 переводником (рис. у,4) с обратным клапаном, навинчи­вают башмак с фаской, а верхний оборудуют специальной направляю­щей воронкой 8, .которая имеет в верх­ней части левую резьбу. Переводник состоит из корпуса 2 и муфты 6 с ле­вой резьбой. Внутри муфты установле­ны шариковый клапан ,4 с пружиной 3 и тарельчатый клапан 7. Каналы 5 соединяют клапан 4 с затрубным про­странством.

После установки песчаной или гли-нопесчаной пробки выше отверстий фильтра и шаблонирования эксплуата­ционной колонны, на бурильных тру­бах спускают летучку и цементируют ее. Закачав расчетный объем цемент­ного раствора и продавочной жидко­сти, обратной промывкой вымывают излишки цементного раствора через шариковый клапан переводника. Близ­кое расположение каналов к воронке

обеспечивает полное удаление излишков цементного раствора из кольцевого пространства выше воронки, благодаря чему исклю­чается прихват переводника и бурильных труб цементом.

По окончании ОЗЦ, отвинчивают колонну бурильных труб, поднимают ее из скважины, электротермометром определяют высоту подъема цемента за летучкой и проверяют ее на герме­тичность. Затем разбуривают оставшуюся цементную пробку и промывают скважину до забоя. На этом ремонт скважины заканчивается.

Дополнительные обсадные колонны можно спускать с паке-рами различных конструкций. Наиболее целесообразно приме­нение пакеров механического и гидравлического действия, пред­назначенных для разобщения пластов при раздельной эксплуа­тации нескольких пластов одной скважиной.

Дополнительную колонну с пакером без опоры на забой спу­скают следующим образом. В интервале существующего фильт-рз насыпают песчаную или глинопесчаную пробку высотой на -Ю м выше верхних отверстий фильтра. В скважину спуска­ют шаблон, а затем, если последний беспрепятственно проходит по всему стволу до насыпной пробки, — дополнительную колон-

 

ну с пакером. Затем воду в стволе скважины заменяют буровым раствором.

При использовании пакера механического действия резино­вые элементы уплотняются под действием массы дополнитель­ной колонны. В случае применения пакера гидравлического дей­ствия в результате закачки жидкости в трубы освобождаются чашеобразные резиновые манжеты от предохранительных ко­жухов. Верхнюю часть колонны закрепляют на устье скважины. Испытывают пакер и дополнительную колонну на герметичность! В этих целях в затрубное пространство в зависимости от диа­метра деформированной колонны нагнетают буровой раствор под давлением 4—8 МПа. Если перелива раствора из труб до­полнительной колонны не наблюдается, то это означает, что пакер уплотнен, а дополнительная колонна герметична. Тогда в скважину спускают трубы и промывают ее до забоя.

Если дефект в эксплуатационной колонне находится на не­большой глубине от устья, отремонтировать его способом зали­вок под давлением трудно. Цементированием в этом случае не достигается создание прочных пробок, так как схватывание раствора происходит при низкой температуре, небольшом дав­лении и значительном поглощении жидкости через дефект в ко­лонне. Ремонтные работы в таких случаях можно проводить с помощью устройства Дорн или путем спуска дополнительной колонны в кольцевое пространство между эксплуатационной и технической колоннами или кондуктором.

При наличии на устье скважины колонной головки пьеде-стальный патрубок эксплуатационной колонны заменяют патруб­ком с заглушкой. Если же эксплуатационная колонна закрепле­на на хомуте, то в ее верхнюю муфту ввинчивают заглушку, снимают колонну с хомута и осторожно разгружают. На устье устанавливают торцовый фрезер длиной 0,3—0,5 м с зубьями высотой 22—25 мм, нарезанными на торцовой части и армиро­ванными твердым сплавом. Наружный диаметр фрезера должен быть на 10—12 мм больше диаметра муфты дополнительной колонны, а внутренний — на 8—10 мм меньше внутреннего диа­метра этой колонны.

К верхнему концу обсадной колонны через специальный пе­реводник присоединяют вертлюг, пропускают эту колонну в от­верстие стола ротора и фрезером накрывают верхний конец экс­плуатационной колонны. Вращая обсадную трубу с фрезером при одновременной промывке скважины буровым раствором, обуривают эксплуатационную колонну на длину первой обсад­ной трубы. Затем наращивают очередную обсадную трубу и продолжают обуривание до тех пор, пока дополнительная ко­лонна не окажется на необходимой глубине. Из верхней муфты дополнительной колонны отвинчивают специальный переводник с вертлюгом, устанавливают устьевую головку и цементируют колонну.

После окончания закачки цементного раствора снимают устьевую головку и монтируют колонную головку. В этих целях в дополнительную и эксплуатационную колонны ввинчивают патрубки с фланцами и пьедесталом. Дополнительную колонну устанавливают на фланец технической колонны (кондуктора), а эксплуатационную — на пьедестал дополнительной колонны. После монтажа колонной головки скважину оставляют в покое на срок, необходимый для затвердения цементного раствора.

Если эксплуатационная колонна была установлена на хому­те, то после окончания процесса цементирования снимают це­ментировочную головку и при помощи подъемного патрубка колонну устанавливают в то же положение, в каком она нахо­дилась до снятия с хомута. После окончания срока затверде­ния цементного раствора дополнительную колонну обвязыва­ют с устьем, а эксплуатационную сажают на хомут и из верх­ней трубы вывинчивают подъемный патрубок.

По окончании работ по цементированию дополнительной koj лонны шаблоном проверяют проходимость эксплуатационной колонны, после чего испытывают ее на герметичность.

 

2. Классификация, устройство и техническая характеристика мобильных буровых установок, используемых для капитального ремонта скважин.

 

К основному оборудованию, с помощью которого производят спуско-подъемные операции, относят подъемные лебедки, мон­тируемые на самоходной транспортной базе — автомобиле или тракторе. Лебедка может монтироваться совместно с вышкой,, талевой системой и другим оборудованием. В этом случае обо­рудование в целом называют подъемной установкой, а при более полной комплектации (насосом, ротором, вертлю­гом и др.)—комплексом подъемного оборудова­ния. Если на тракторе монтируют только лебедку, такой ме­ханизм называют подъемником.

В самоходных установках и подъемниках для привода ле­бедки и других вспомогательных механизмов, как правило, ис­пользуют двигатель самой транспортной базы. Передача вра­щения осуществляется от механизма отбора мощности, через трансмиссию и коробку скоростей на барабан лебедки, при вращении которого наматывается или разматывается канат. Выбор установки, комплекса оборудования и инструмента зави­сит от глубины ремонтируемой скважины, характера и степени сложности работ.

Для производства ремонтов применяют различные пере­движные подъемные установки и агрегаты.

Подъемная установка УПТ-32 предназначена для проведения спуско-подъемных работ в процессе текущего и ка­питального ремонта.

Установка — самоходная, смонтирована на тракторе Т-130МГ-1. Состоит из следующих основных узлов: однобара-банной лебедки, установленной на специальном основании под оборудование; вышки с талевой системой; задней и передней опор вышки и кабины машиниста-тракториста. Привод лебед­ки—от тягового двигателя трактора.

Техническая характеристика установки УПТ-32

Грузоподъемность, т.............................................................               32

Мощность привода, кВт......................................................... •          118

Высота вышки от земли до оси кронблока, м . . . *        18

Скорость подъема, м/с:

наименьшая..........................................................................                 0,28

наибольшая..........................................................................                  1,34

Габаритные размеры, мм................................................... 10050 X 2700 X 4135

Масса, кг...................................................................................         22688

Отличительные особенности — ограничитель подъема винто­вой конструкции, тормозная система с формованными тормоз­ными колодками.

Установка тракторная подъемная УПТ1-50 предназначена для спуско-подъемных работ с насосными штан­гами, насосно-компрессорными и бурильными трубами в про-

 

цессе текущего и капитального ремонта скважин, не оборудо­ванных стационарными вышками и мачтами.

Установка, смонтированная на тракторе Т-130МГ-1, состоит из телескопической двухсекционной вышки высотой 19 м и од-нобарабанного лебедочного блока с приводом от двигателя трактора.

Техническая характеристика

50 117,6 11100X2475X4090  24530

Грузоподъемность, т

 Мощность привода, кВт

Габаритные размеры, мм

Масса, кг  ....

Агрегат А-50У предназначен для спуско-подъемных опе­раций при текущем и капитальном ремонте скважин глубиной до 3500 м с укладкой труб на мостки, разбуривания цементной пробки в колоннах диаметром 141—168 мм, промывки и тар-тальных работ.

Агрегат (рис. III.3) состоит из трансмиссии 2, двухбара-банной лебедки 5 (подъемный и тартальный барабаны), теле­скопической вышки с талевой системой 4, ротора 8 с гидропри-
Таблица III.I

---

Дата добавления: 2018-05-09; просмотров: 579; Мы поможем в написании вашей работы!

Поделиться с друзьями:

---

---

Мы поможем в написании ваших работ!