Архив метки: ograve

Турбулизаторы

Турбулизаторы типа ЦТ предназначены для завихрения восходящего потока тампонажного раствора в затрубном пространстве скважины при цементировании. Как правило, их размещают против границ зон расшире­ния ствола скважины на расстоянии не более 3 м друг от друга.

Турбулизатор (рис. 13.16) (табл. 13.14) состоит из неразъемного корпу­са 1 и лопастей 2. Лопасти устанавливаются в пазы, прорезанные в корпусе под углом 35°, и крепятся к корпусу металлическими накладками с помо­щью точечной сварки. Лопасти могут быть металлическими или резино-кордными. На обсадной трубе турбулизатор крепят с помощью спирально-

Турбулизаторы

Турбулизаторы

 

 

Рис. 13.15. Скребок разъемный типа СК

Рис. 13.16. Турбулизатор типа ЦТ

Таблица   13.14

Параметры турбулизаторов типа ЦТ

 

Шифр турбулизатора

Наружный диа­метр, мм

Внутренний диа­метр, мм

Длина лопасти, мм

Масса, кг, не более

ÖÒ-1 14/151

170

116

95

2,0

ÖÒ-1 27/165

186

129

105

2,5

ÖÒ-1 40/191

210

142

115

3,0

ÖÒ-1 40/216

236

142

115

3,0

ÖÒ-1 40/212-216

210

142

115

3,0

ÖÒ-1 46/212-216

210

148

120

3,5

ÖÒ-1 46/216

236

148

120

3,5

ÖÒ-1 68/212-216

210

171

135

4,5

ÖÒ-1 68/216

236

171

135

4,5

ÖÒ-1 78/245

266

181

145

5,0

ÖÒ-1 94/245

266

197

160

6,0

ÖÒ-2 19/270

290

222

180

8,0

ÖÒ-2 45/295

293

248

200

8,5

Примечание. Для всех типоразмеров число лопастей — 8, а максимальная нагрузка на корпус турбулизатора — 7850 Н.

го клина 3, забиваемого в кольцевую канавку и отверстие, выполненные в утолщенной части корпуса. Разработчик турбулизаторов б. ВНИИКРнефть. Они изготавливаются по ТУ 29-01-08-284-77.

11.3.1. ФИЛЬТРЫ СКВАЖИННЫЕ ТИПА ФС

Фильтры скважинные на проволочной основе типа ФС (рис. 11.27) предназначены для предупреждения выноса песка из водяных и нефтяных скважин при их эксплуатации, как вертикальных и наклонно направ­ленных, так и горизонтальных. Основные технические характеристики фильтров приведены в табл. 11.23 [49].

Фильтры выполнены с необходимыми присоединительными резьбами, с помощью которых они прикрепляются к эксплуатационным колоннам. Материал фильтроэлемента и перфорированной трубы зависит от условий в скважине. Фильтр может изготавливаться как с колпачками, так и без




Таблица 11.23

Технические характеристики

фильтров

типа ФС на проволочной основе

 

Потея чдтрл1ч

Условный диаметр трубы, мм

 

73

89

102

114

146

168

 

 

 

ТТТЛ’Г A f\rt

 

ОТТМ 146

ОТТМ 168

Резьба

НКТ73 ГОСТ 633-80

НКТ89 ГОСТ 633-80

г!К1 lUz

ГОСТ 633-80 или ОТТМ 102 ÒÓ14-161-163-

ОТТМ 114 ГОСТ 632-80 или НКТ 102 ГОСТ 633-80

ГОСТ 632-80 или БТС 146  ïî ÒÓ 390147016.

ГОСТ 632-80 или БТС 168 ïî ÒÓ 390147016.

 

 

 

Уо

 

40-93

40-93

Толщина   стенки   S,

7,0

6,5

6,5

8,6 (7)

8,5 (9,5)

8,9 (10,6)

мм

 

 

 

 

 

 

Длина     фильтроэле-

 

 

До 5000*

 

мента 1, мм

 

 

 

 

Длина трубы L, мм

 

 

От 1000 äî 13000**

 

Зазор  между  витка-

 

 

От 0,1 ±0,05 äî 1,0 ±0,05**

 

ми  фильтроэлемента

 

 

 

 

Число  отверстий  на

400*"

20,

20,

24,

24

40

1   м  фильтроэлемен-

 

440***

622***

653***

 

 

та, п

 

 

 

 

 

 

Материал герметизи-

 

 

ÀÊ12Ì1 ÃÎÑÒ 1583-89

 

рующих колпачков*

 

 

 

 

Диаметр отверстий в

 

 

10,2

 

колпачках а, мм

 

 

 

 

Наружный    диаметр

88,9

108

120,6

133 (127)

166

187,7

Dt    муфты,    мм,    не

 

 

 

 

 

 

более

 

 

 

 

 

 

Наружный    диаметр

120

127 (125, 122)

136 (148)

195 (205)

D2  центраторов,   мм,

 

 

 

 

 

 

не более

 

 

 

 

 

 

Расстояние от торца

 

 

 

 

трубы    до    заделки

 

 

 

 

фильтроэлемента  (от

 

 

 

 

муфты), мм

 

 

 

 

Возможна установка

двух фильтроэлементов без промежутка 300 мм
или только од-

ного.

 

 

 

 

** По желанию

заказчика.

 

 

*** Для газовых скважин

 

 

 

них. Промышленная эксплуатация скважинных фильтров на проволочной основе подтвердила высокую эффективность их применения. Изготовитель: АООТ « Тяжпрессмаш».

Турбобур с полым валом

Во ВНИИБТ разработаны турбобуры с полым валом (рис. 4.4), предна­значенные для бурения скважин шарошечными и алмазными долотами в сложных горно-геологических условиях. Турбобур состоит из турбинных секций и шпинделя. В зависимости от условий эксплуатации возможно ис­пользование от трех до шести турбинных секций для обеспечения требуе­мой характеристики турбобура.

 

Рис. 4.4. Турбобур с полым валом

<img width=502 height=2 src=Турбобур с полым валом» width=295 height=2 src=»http://neftandgaz.ru/wp-content/uploads/2010/05/image008.gif»>Как видно из рис. 4.4, турбинные сек­ции состоят из корпуса и полого вала, уста­новленного внутри корпуса на четырех ре-зинометаллических радиальных опорах. В пространстве между корпусом и полым ва­лом установлено около 100 ступеней турби­ны. Концы полого вала оборудованы конус-но-шлицевыми полумуфтами, внутри кото­рых имеются уплотнительные элементы, предотвращающие утечку бурового раство­ра из полости вала к Читать далее

Определение сопротивляемости труб смятию

Критическое давление для трубы, при котором наибольшее напряже­ние достигает предела текучести металла, согласно данным Г.М. Саркисова, определяется по формуле

Зе

—    aT£fc02p 1—£—      -4Ек2раЛ,                                                      (13.18)

где .kmin = 8min/D; k0 = bo/D (здесь 8min — минимальная толщина стенки, принимаемая равной 0,8758; 8 — номинальная толщина стенки трубы; 80 — средняя толщина стенки, принимаемая равной 0,9058; D — наружный диа­метр обсадной трубы); ат — предел текучести материала трубы; Е — мо­дуль упругости материала трубы; р — разностенность труб, принимаемая равной 1,034; е — овальность обсадной трубы.

Значения ркр, подсчитанные по формуле (13.18) при указанных значе­ниях Smin и 80, приведены в инструкции.

На основе данных аналитических и экспериментальных работ Т.Е. Еременко предложил формулу для расчета значения сминающего дав­ления для обсадных труб:

рс =1,1к(А-у1А2-в),                                                                                         (13.19)

где

А = ат + Ек2 Г(1 — ЗЛ,р2 + 2Яр3) +

L

В = 4Ek2σò(1 — 3λβ2 + 2λβ3);

к = 0,9318/D; Л — глубина пластического слоя, м; р — коэффициент пла­стичности, равный Л/8; X = 0,95 — относительное уменьшение модуля уп­ругости при переходе в пластичную область.

Для облегчения подсчета значений р рекомендуются эмпирические формулы:

при k0,055

 ^ + σ2ò                                                                          (13.20)

при k > 0,055

 ^0,23.                                                                          ,.МЦ

Если вычисленные по формулам (13.20) и (13.21) значения получаются с отрицательным знаком, то р принимают равной нулю.

На основе экспериментальных работ, выполненных во ВНИИБТ, Аз-НИИбурнефти и б. ВНИИКРнефти, предложены эмпирические формулы для расчета минимальных значений сминающих давлений:

для труб из стали групп прочности С и Д

ðñ = 0,9σò(2,5k — 0,047);                                                                                                      (13.22)

для труб из стали групп прочности киЕ
ðñ = 0,9σò(2,37k — 0,038).                                                                                                   (13.23)

Трубы с к = 0,02+0,06 проверяют на устойчивость формы по формуле

pc=0,8,2Ek23                                                                                                                               (13.24)

где котношение номинальной толщины стенки трубы к ее наружному давлению.

ОБРАТНЫЕ КЛАПАНЫ ДЛЯ БУРИЛЬНЫХ ТРУБ

Обратные клапаны для бурильных колонн предназначены для предот­вращения газонефтеводопроявления пластов через бурильные трубы в процессе бурения. При бурении скважины клапаны, установленные в ко­лонне бурильных труб под нижним переводником ведущей трубы, работа­ют в среде бурового промывочного раствора.

Серийное производство обратных клапанов для бурильных колонн осуществляется ПО «Азернефтемашремонт» по ОСТ 39-096 — 79, в соответ­ствии с которым предусмотрено изготовление 10 типоразмеров клапанов, включающих: тип 1 — клапаны тарельчатые — КОБ Т (рис. 5.22, а), тип 2 — клапаны конусные с резиновыми уплотнениями — КОБ (рис. 5.22, б), (òàáë. 5.23).

Клапаны могут изготовляться с правыми или левыми замковыми резь­бами.

Условное обозначение клапана: КОБ — клапан обратный бурильный; Т — тарельчатый тип; двух- или трехзначное число — наружный диаметр клапана; двух- или трехзначное число с буквой 3 — условное обозначение замковой резьбы по ГОСТ 5286 — 75, а в случае левой резьбы к обозначе­нию замковой резьбы добавляется буква Л.

Примеры условного обозначения клапанов в технической документа­ции или при заказе: клапана с наружным диаметром 108 мм
тарельчатого типа — КОБ Т108-3-88 ОСТ 39-096-79; клапана с наружным диаметром 178 мм конусного типа с резиновым уплотнением — КОБ 178-3-147 ОСТ 39-096-79.

Рабочее давление, выдерживаемое при запирании, для клапанов та-

ОБРАТНЫЕ КЛАПАНЫ ДЛЯ БУРИЛЬНЫХ ТРУБ

ОБРАТНЫЕ КЛАПАНЫ ДЛЯ БУРИЛЬНЫХ ТРУБ

 

Рис. 5.22. Клапан обратный для бурильных труб

Таблица  5.23 Размеры клапанов (мм)

 

 

Условный диаметр труб (ÃÎÑÒ 631-75)

Замковая

Габариты

 

Типоразмер

 

 

резьба

 

 

 

клапана

С высажен-

С высажен-

(ГОСТ

 

 

Масса, кг

 

ными внутрь

ными нару-

5286-75)

D

I

 

 

концами

жу концами

 

 

 

 

КОБ Ò80-3-66

60

_____

Ç-66

80

240

8

КОБ Ò95-3-76

73

Ç-76

95

260

9

КОБ Ò108-3-88

89

73

Ç-88

108

270

12

КОБ Ò120-3-120

89

Ç-102

120

290

25

КОБ Ò133-3-108

102

Ç-108

133

310

32

КОБ 146-3-121

114

102

Ç-121

146

350

40

КОБ 155-3-133

127

114

Ç-133

155

375

43

КОБ 178-3-147

140

Ç-147

178

410

45

КОБ 185-3-161

140

Ç-161

185

430

55

КОБ 203-3-171

168

Ç-171

203

450

65

рельчатого типа диаметрами 80—133 мм — 15 МПа, а для конусных клапа­нов с резиновыми уплотнениями диаметрами 146 — 203 мм — 35 МПа. Мак­симальная температура рабочей среды при эксплуатации клапанов — не более 100 °Ñ.

Корпус клапана изготовляют из хромоникелевои стали марки 40ХН по ГОСТ 4543 — 71 с механическими характеристиками (после термообработ­ки), аналогичными переводникам для бурильных колонн.