Архив метки: труба

11.5.3. ПАКЕРЫ МЕХАНИЧЕСКИЕ ПОВЫШЕННОЙ НАДЕЖНОСТИ

Пакеры механические повышенной надежности типов ПРО-ЯМ, ПРО-ЯМ2, ПРО-ЯМЗ, ПРО-ЯМО и ПРО-ЯМО2 предназначены для длительного разобщения и изоляции эксплуатационной колонны от воздействия сква-жинной среды ниже и выше лежащих пластов, а также при проведении различных технологических операций при температуре в скважине до +100 °С. По отдельному заказу пакеры могут быть изготовлены на рабо­чую температуру в скважине до 150 °С.

Отличительные особенности конструкции пакеров следующие:

оснащение двумя резиновыми пакерующими элементами;

заякоривающее устройство пакеров размещено под резиновыми паке­рующими элементами для предотвращения перемещения пакера вниз;

для предотвращения перемещения пакера вверх при использовании в нагнетательных скважинах и недостаточном весе труб для его удержания, предусмотрена установка над пакером удерживающего гидравлического якоря;

пакеры типов ПРО-ЯМ, ПРО-ЯМ2 и ПРО-ЯМЗ устанавливаются в скважине путем вращения колонны труб вправо на 1/4 оборота с одновре­менным перемещением вниз;


Таблица 11.27

Технические характеристики механических пакеров типов ПРО-ЯМО и ПРО-ЯМО2 конструкции НПФ « Пакер» при максимальном перепаде давления на пакер до 100 МПа и максимальной температуре рабочей среды до 100 °С

 

 

ПРО-

ПРО-

ПРО-

ПРО-

ПРО-

ПРО-

ПРО-

ПРО-

ПРО-

ПРО-

ПРО-

ПРО-

Показ атель

ßÌ3-88

ßÌ3-99

ßÌ-112

ßÌ-112

ßÌ-118

ßÌ-118

ßÌ2-136

ЯМО-112

ßÌÎ-112

ЯМО-118

ßÌÎ-118

ßÌ2-136

Диаметр   колонны  труб,

114

127

140

146

140

146

168

140

146

140

146

168

мм Толщина  стенок  колон-

6,4-10,2

6,4-10,7

7-11

9-12

7-8

7-11

7-12

7-11

9-12

7-8

7-11

7-12

ны, мм

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Наружный диаметр, мм

88

99

112

112

118

118

136

112

112

118

118

136

Диаметр проходного ка-

34

40

46

46

46

46

59

46

46

46

46

59

нала, мм

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Нагрузка при пакеровке,

40-60

40-60

40-60

40-60

40-60

40-60

50-70

40-60

40-60

40-60

40-60

50-70

кН, не менее

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Длина   пакера,    мм,    не

1240

1380

1610

1610

1610

1610

1870

1870

1870

1870

1870

1810

более

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Масса пакера, кг

31

37

56

56

59

59

72

62

62

64

64

83


пакеры типов ПРО-ЯМО, ПРО-ЯМО2 устанавливаются в скважине ме­ханически, путем манипуляций осевых перемещений колонны труб без вращения;

все пакеры приводятся в транспортное положение путем натяжения колонны труб.

Пакеры механические типа ПРО обладают следующими преимущест­вами:

высокая надежность изоляции пласта при длительной эксплуатации и высоких перепадах давления на пакер;

отсутствие затекания резинового уплотнительного элемента позволяет увеличить наработку на отказ в 10 — 20 раз по сравнению с серийными па-керами;

герметичное перекрытие кольцевого пространства при широком диа­пазоне внутреннего диаметра колонны труб в наклонных, горизонтальных и в глубоких скважинах без вращения труб;

возможность создания импульсного воздействия на пласт при высокой депрессии;

снижение осевой растягивающей нагрузки при распакеровке после длительной эксплуатации.

Номенклатура и основные параметры пакеров типа ПРО-ЯМО приве­дены. 11.27 [30].

Изготовитель: НПФ « Пакер».

ОРИЕНТИРОВАНИЕ ОТКЛОНИТЕЛЕЙ

Бурение наклонной скважины по заданному профилю возможно в том случае, когда отклонитель точно ориентируется в проектном азимуте. Ори­ентировать отклонитель можно в процессе спуска бурильной колонны пу­тем контроля за положением после навинчивания каждой свечи — ориен­тированный спуск (так называемый прямой метод) и после спуска буриль­ной колонны с использованием специальных приборов, фиксирующих по­ложение плоскости искривления отклонителя («лица») по отношению к плоскости искривления скважины (забойное ориентирование или косвен­ный метод). Следовательно, ориентированный спуск бурильной колонны можно применять при любом значении зенитного угла, а забойное ориен­тирование — в тех случаях, когда скважина имеет такой зенитный угол, при котором с достаточной точностью фиксируется положение плоскости скважины (обычно а (и) 5°). Забойное ориентирование осуществляется бы­стрее и проще, поэтому при a D 5° ориентированный спуск бурильной ко­лонны применять не следует.

Ориентированный спуск бурильной колонны осуществляется несколь­кими способами, из которых большое распространение вследствие просто­ты и достаточной для практической цели точности получил «метод меток».

Методика ориентированного спуска сводится к следующему. Перед началом спуска на каждую бурильную трубу наносят метки, располагая их по одной образующей. Для этого применяют специальные шаблоны.

На буровой нужно иметь столько труб с метками, сколько требуется их для спуска до глубины искривления, и дополнительно семь-восемь труб для наращивания в процессе работы.

До начала ориентированного спуска необходимо также двумя репера­ми (колышками) вне скважины отбить направление проектного азимута искривления ствола скважины.

Для удобства работы это направление следует зафиксировать на не­подвижной части ротора.

Собирают низ бурильной колонны: долото, турбобур и отклонитель. При турбобуре, установленном в клиньях или на элеваторе, плоскость дей­ствия отклонителя Читать далее

11.1.21. ПАКЕР ТИПА ППК

Пакер типа ППК (рис. 11.22) предназначен для надежной подвески и герметизации потайной колонны (хвостовика) диаметром от 114 до 168 мм в предыдущей обсадной колонне. Пакер состоит из полого корпуса 7 с на­ружной резьбой 9 обсадных труб внизу и воронкой 2 вверху с левой резь­бой 3 для присоединения переводника с резьбой 1 бурильных труб. На на-


 

 

 

 

s

\

\

s

\

"1

r

\ \

s

\ \

s

 

 

i

 

\

\

 

 

1

 

\


Рис. 11.21. Пакер гидромеханический типа ПГМ-195 конструкции Боткинского завода для исследования и изоляции зон поглощения:

1 — узел уплотнителя; 2 — узел якорный; 3 — узел штуцерный


11.1.21. ПАКЕР ТИПА ППК11.1.21. ПАКЕР ТИПА ППКРис. 11.22. Пакер типа ППК для подвески и герметизации потай­ной колонны:

1 — резьба бурильных труб; 2 — воронка; 3 — резьба левая; 4 — резиновое уплотнительное кольцо; 5 — уплотнительно-подвешивающий элемент; 6 — шлипсы; 7 — корпус; 8 — отверстие впускное; 9 — резьба обсадных труб

11.1.21. ПАКЕР ТИПА ППК


Таблица 11.19

 

Технические характеристики пакера типа

ппк

 

 

 

 

Показатель

ÏÏÊ-114

ÏÏÊ-127

ÏÏÊ-140

ÏÏÊ-146

ÏÏÊ-168

Наружный диаметр трубы, мм

114

127

140

146

168

Наружный диаметр пакера, мм

151

162

187

212

212

Длина, мм, не более

3500

3500

3500

3500

3500

Масса, кг, не более

190

210

240

260

240

Максимальная осевая нагрузка, т

40

50

60

65

80

Максимальный перепад давления, МПа

30

30

30

30

30

Внутреннее давление, МПа

40

40

40

40

40

Максимальная рабочая температура, °С

200

200

200

200

200

ружнои поверхности корпуса установлен металлический раздуваемый уп-лотнительный элемент 5 (тонкостенная оболочка) с кольцевыми наборными шлипсами 6. Герметизация уплотнителя сверху и снизу осуществляется ре­зиновыми кольцами 4. Подача жидкости для раздувания уплотнительного элемента осуществляется через отверстие 8.

После спуска потайной колонны в скважину на колонне бурильных труб, закачки тампонажного раствора и вытеснения его за колонну давле­ние в трубах повышают в пределах допустимого для обсадных труб, в ре­зультате чего металлический уплотнительный элемент расширяется до кон­такта с внутренней поверхностью стенок труб предыдущей обсадной ко­лонны. Не уменьшая давления в трубах, колонну перемещают вниз на не­большое расстояние. При этом впускное отверстие под уплотнительный элемент герметично перекрывается, а давление под ним повышается в пре­делах, ограниченных характеристикой обратного клапана. Затем потайную колонну разгружают на пакер, правым вращением отсоединяют бурильные трубы и поднимают их на поверхность.

Основные параметры пакера типа ППК приведены в табл. 11.19.

Изготовитель: ОАО НПО « Буровая техника».

Пакер типа ПВ-ЯГ-Н-122-30 (рис. 11.23) предназначен для защиты экс­плуатационной колонны диаметром 146 мм от воздействия закачиваемой жидкости, а также от повышения давления при выполнении технологиче­ских операций по воздействию на призабойную зону в процессе эксплуа­тации нагнетательных, сбросовых и поглощающих скважин.

Пакер можно установить в любом интервале эксплуатационной колон­ны. Установка и снятие его осуществляется без вращения колонны насос-но-компрессорных труб.

Техническая характеристика пакера типа ПВ-ЯГ-Н-122-30

Максимальное…………………………………………. 30

Температура……………………………………………… 100

Диаметр условный проходного отверстия, мм               50

Диаметр наружных поверхностей металлических деталей, мм, не более     …………………………………………………………………. 122

Длина ………………………………………………………   1500

Изготовитель: ОАО Торговый дом « Боткинский завод».


11.1.21. ПАКЕР ТИПА ППК


Рис. 11.23. Пакер типа ПВ-ЯГ-Н-122-30 конструкции Боткинского завода:

1 — муфта с присоединительной резьбой; 2 — якорный узел; 3 — уплотнительный элемент; 4 — вто­ричный уплотнительный элемент; 5 — ствол пакерный; 6 — конус посадочный


Пакер типа 2ПД-ЯГ-Д-35 (рис. 11.24) предназначен для герметичного разобщения межтрубного пространства между эксплуатационной колонной и насосно-компрессорными трубами. Климатическое исполнение — ХЛ1 по ГОСТ 15150-69. Климатический район эксплуатации — 12 по ГОСТ 16350.

Пакер состоит из верхней муфты 1 с присоединительной резьбой, верхнего якорного устройства 2, комплекта уплотнительных манжет 3, нижнего якорного устройства 4, ствола 5 и срезного клапана 6.

Особенностями конструкции являются: специальная термообработка плашек, обеспечивающая их износостойкость,  легкость съема. Техническая характеристика пакера 2ПД-ЯГ-Д-35

Рабочее…………………………………………….                35

Рабочая……………………………………………..  

Максимальная температура рабочей среды, °С          120

Диаметр, ìì………………………………………..   118       122    140

Максимальный внутренний диаметр эксплуатационной колонны,

гарантирующий герметичность разобщения, мм         126    132    154

Размер присоединительной резьбы по ГОСТ 633 —80                 73      73      89

Изготовитель: Воронежский МЗ.


Рис. 11.24. Пакер типа 2ПД-ЯГ-Д-35 конструкции Воронежского МЗ:

 

1 — муфта; 2 — якорное устройство верхнее; 3 — устройство уплотнитель-ное (комплект манжет); 4 — якорное устройство нижнее; 5 — ствол; 6 — клапан срезной


 (


 

Пакеры типа 2ПД-ЯГМ с наружным диаметром 118, 122, 136 и 140 мм
предназначены для разобщения затрубного пространства между лифтовой и эксплуатационной колонна­ми диаметром 140, 146 и 168 мм нефтяных и газовых сква­жин.

Пакеры рассчитаны на максимальное рабочее давление (перепад давления) 35 и 50 МПа при температуре рабочей среды до 120 °С. В качестве рабочей среды может быть пла­стовая вода, нефть, газ или их смеси.

Техническая характеристика пакера для эксплуатационной колонны диаметром 146 мм

Способ посадки пакера…………….. Гидравлический

Рабочее давление (максимальный перепад давле­
íèÿ), ÌÏà………………………………. 30         30         50         50

Диаметр проходного отверстия, мм                      50         50         50       50

Присоединительная резьба труб по ГОСТ 633-80       73         73         73         73
Габаритные размеры, мм:

диаметр…………………………….. 118       122       118      122

длина………………………………………….. 1835

Изготовитель: Опытный завод ВНИИБТ.


Ключ буровой автоматический стационарный с пневмоприводом АКБ-

ЗМ2 предназначен для механизации и автоматизации свинчивания и раз­винчивания бурильных и обсадных труб в процессе спуско — подъемных операций при бурении скважин на нефть и газ.

Ключ состоит из блока ключа, колонны с кареткой и пульта управле­ния. Механизмы ключа работают при помощи пневмодвигателя и пневмо — цилиндров от сети сжатого воздуха.

Блок ключа — основной механизм, выполняющий операции свинчивания и развинчивания труб. По направляющим полозьям блок ключа перемеща­ется вдоль каретки под воздействием двух пневматических цилиндров двои — ного действия и может подводиться к бурильной трубе или отводиться от нее.

Вращение трубозажимного устройства блока ключа — от пневмодвига — теля через редуктор. Каретка свободно вращается в верхней части колон­ны, ее положение при работе фиксируется. Каретка с блоком ключа может перемещаться вдоль колонны по высоте. Нижней частью ключ жестко крепится к основанию буровой.

Дистанционное управление работой ключа обеспечивает пульт.

Ключ буровой автоматический стационарный АКБ-ЗМ2.Э2 с двухско — ростным электроприводом вращателя разработан на базе ключа АКБ — ЗМ2. Область применения ключа АКБ —ЗМ2.Э2 и диапазон свинчивания и раз­винчивания соединений бурильных и обсадных труб в процессе спуско — подъемных операций аналогичны ключу АКБ — ЗМ2.

Основными узлами ключа являются блок ключа, колонна с кареткой и пульт управления. Ключ снабжен также системой обогрева (в зимний пе­риод) пневматических устройств.

Ключи буровые автоматические стационарные с гидроприводом КБГ и КБГ2 предназначены для механизации свинчивания — развинчивания бу—

рильных, утяжеленных обсадных, насосно — компрессорных труб и долот с контролем и автоматическим ограничением крутящего момента, а также для механизации наращивания бурильной колонны через дополнительный шурф разборки забойных двигателей на буровой. Применяются на буровых установках со всеми типами встроенных в ротор клиньевых захватов, в любых климатических условиях.

Буровой ключ КБГ2 состоит из механизма позиционирования, закреп­ленного на основании буровой, смонтированных на нем вращателя и сто­порного ключа, а также пульта управления и силовой установки.

Вращатель — механизм, передающий крутящий момент на замок, вы­полняющий операции свинчивания — развинчивания. Защита резьбовых соединений от перегрузок обеспечена установкой датчика момента.

Стопорный ключ служит для удержания колонны от поворота, ком­пенсации осевой нагрузки на резьбу от веса труб.

Вращатель со стопорным ключом могут плавно подниматься, опус­каться и удерживаться на любом уровне механизма позиционирования, а также отводиться в сторону от центра скважины. Максимальный угол по — ворота ключа вокруг механизма позиционирования 120°.

С пульта осуществляется дистанционное управление всеми механиз­мами ключа.

Силовая установка компактно выполнена в виде отдельного блока.

Модульное исполнение трубозажимного устройства предусматривает возможность поставки ключа:

в комплекте с двумя трубозахватами на диапазон диаметров 48-508 мм;

в комплекте с трубозахватом на диапазон диаметров 48-340 мм;

в комплекте с трубозахватом на диапазон диаметров 341-508 мм.

Технические параметры буровых автоматических стационарных клю­чей приведены в табл. 7.4.

Таблица  7.4

Технические характеристики автоматических стационарных буровых ключей для геолого-разведочного бурения и ремонта нефтяных и газовых скважин

 

Параметры

Тип бурового ключа

АКБ-ЗМ2

АКБ-М2Э2

КБГ

КБГ-2

Условный диаметр захватываемых

 

 

 

 

труб, мм:

 

 

 

 

насосно — компрессорных

89-299

48-508

бурильных

108-216

108-216

 

 

обсадных

114-194

114-194

 

 

Максимальный крутящий момент,

30,0

30,0

65,0

90,0

Частота вращения трубозажим — ного устройства, об/мин

0-105

36-72

0-80

0-80

 

 

 

 

Приводная мощность, кВт

13,0

 

15,0

 

Тип привода

Пневма —

Электри-

Гидравлический от элек-

 

тический

ческий

тросети

 

Давление, МПа, не более:

 

 

 

 

в гидросистеме

32,0

32,0

в пневмосистеме

0,7-0,98

0,7-0,9

Габаритные размеры, мм:

 

 

 

 

ключа (в сборке с механизмом

1730хЮ13х

1730хЮ20х

1930х990х

2065хЮ50х

позиционирования)

Х2380

Х2700

Х3475

хЗЗОО

пульта управления

770x430x1320

790x430x1320

570x690x1650

570x690x1650

станции управления (силовой

700х650х

1550x1150х

1670x1150х

установки)

 

Х1600

Х1250

Х1300

Масса ключа в собранном виде, кг

2700,0

3300,0

3700,0

4100,0

Изготовитель АКБ-ЗМ2, АКБ-ЗМ2.Э2, КБГ, КБГ2 — АО "Ижнефте-

маш

 

И РЕМОНТА НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН

Ключ штанговый элеваторный КШЭ (рис. 7.6) предназначен для свинчивания и развинчивания резьбовых соединений насосных штанг.

Ключ состоит из блока вращателя, блока управления и специального штангового элеватора.

Блок вращателя представляет собой редуктор с прямозубыми колесами. К одному концу быстроходного вала редуктора при помощи полумуфты присоединен электродвигатель, на другом конце при помощи шлицев уста­новлен маховик для получения необходимого крутящего момента на водиле при свинчивании и развинчивании насосных штанг. Водило приварено на большом колесе — шестерне. Откидная вилка выполняет роль второго эле­ватора и служит для удержания колонны штанг на весу.

Блок управления электродвигателем состоит из электромагнитного пускателя и поста управления, соединенных кабелем со штепсельными разъемами.

В зависимости от размера штанг, с которыми производится работа, в корпус штангового элеватора вставляются соответствующие вкладыши и запорное кольцо, а в откидной вилке устанавливается соответствующая вставка. Перед пуском ключа снимается кожух и устанавливается маховик

И РЕМОНТА НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН

Рис. 7.6. Ключ штанговый элеваторный КШЭ:

1 — водило; 2 — откидная вилка; 3 — редуктор; 4 — электродвигатель; 5 — маховик; 6 — винты крепления

определенного диаметра, обеспечивающий необходимую величину крутя­щего момента для данного соединения штанг.

Так, для штанг 16 мм
устанавливается маховик диаметром 21 мм, для штанг 19 и 22 мм — диаметром 30 мм, а для штанг 25 мм — оба маховика вместе.

Ключ механический универсальный КМУ-50 (рис. 7.7) предназначен для механизации операций по свинчиванию и развинчиванию, удержанию колонны насосно — компрессорных труб при текущем ремонте скважин.

Ключ состоит из блока вращателя с электроприводом, спайдера с бло — ком клиньев и блока управления электроприводом.

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

Привод ключа КМУ—50 электрический инерционный взрывобезопас— ный с питанием от промысловой сети напряжением 380 В. Электродвига­тель ключа типа В100 442-5 исполнения ВЗТ —4В мощностью 3 кВт. Ключ оснащен блоком управления электропривода с кабелем КРПСН 3×4-1×2,5.

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 магнитного пускателя и кнопочного поста управления.

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.

Ключ механический универсальный КМУ-ГП-50 (см. рис. 7.7) предна­значен для механизации операций по свинчиванию и развинчиванию, удержанию колонны насосно — компрессорных труб при текущем ремонте скважин.

Ключ состоит из блока вращателя с гидравлическим приводом от подъемной установки, спайдера с блоком клиньев и блока управления гид— ромотором привода типа 3103.56 — 20.

Ключ трубный КТГУ-М (рис. 7.8) применяется при механизированном свинчивании и развинчивании труб с помощью автоматов АПР —2ВБ, АПР — ГП и механических ключей КМУ. Ключ состоит из рукоятки 5 и створки 3, шарнирно соединенных с челюстью 6 при помощи пальца 2. При надевании ключа на трубу створка 3 проворачивается вокруг пальца 2 и под действием пружины 4 плотно прижимается сухарями 1 к трубе.

Ключ трубный двухшарнирный КТДР-73 (рис. 7.9) применяется в процессе подземного и капитального ремонта скважин для свинчивания и развинчивания насосно — компрессорных труб как при использовании ме­ханических ключей, так и при работе вручную, для чего ключ снабжен до — полнительной рукояткой. Ключ также выполнен с шаровыми фиксаторами сменной плашки и дополнительной рукоятки, что способствует быстрое — менности этих элементов при необходимости их замены.

Ключ трубный одношарнирный КОТ (рис. 7.10) предназначен для проведения монтажно—демонтажных промысловых работ, а также для свинчи —

И РЕМОНТА НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН

 

И РЕМОНТА НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИНИ РЕМОНТА НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН

И РЕМОНТА НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН1        2

t     1

Рис. 7.7. Ключи механи­ческие универсальные КМУ-50 и КМУ-ГП-50:

1 блокировочная ру­коятка; 2 — механизм совмещения прорезей шестерни и корпуса; 3 —водило; 4 — редуктор; 5 — электропривод; 6 — сменный маховик; 7 -кронштейн; 8 — враща­тель; 9 — спайдер

Рис. 7.8. Ключи труб­ные типа КТГУ-М (КТГУ-М48, КТГУ-М60, КТГУ-М73, КТГУ-М89):

1 — сухарь; 2 — палец; 3 — створка; 4 — пру­жина; 5 — рукоятка; 6 —челюсть

И РЕМОНТА НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН

И РЕМОНТА НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН

И РЕМОНТА НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН

И РЕМОНТА НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН

 

Рис. 7.9. Ключ трубный двухшарнирный КТДР-73

Рис.   7.10.   Ключи   одношарнирные   трубные КОТ 48-89, КОТ 89-132

И РЕМОНТА НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН

Рис. 7.11. Ключ штанговый гидроприводной КШ

вания и развинчивания насосно — компрессорных труб при спуско —подъ­емных операциях на скважинах, в том числе с применением механических ключей типа АПР. Ключ состоит из ручки, шарнирно соединенных между

И РЕМОНТА НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН

Рис. 7.12. Ключ гидроприводной КТР

собой челюстей и рукоятки. В челюсть вставлена плоская плашка, в руко­ятку — сухарь. На оси шарнира находится пружина, которая удерживает на весу ключ, установленный на трубе или муфте.

Ключ штанговый гидроприводной КШ (рис. 7.11) предназначен для механизации операций по свинчиванию и развинчиванию насосных штанг при ремонте нефтяных и газовых скважин.

И РЕМОНТА НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН

Рис. 7.13. Ключ подвесной гидравлический КПГ-12

Ключ гидроприводной КТР (рис. 7.12) предназначен для механизации операций свинчивания и развинчивания насосно — компрессорных труб при ремонте нефтяных и газовых скважин.

Ключи машинные КМТ и КМБ предназначены для крепления — рас— крепления резьбовых соединений насосно — компрессорных, геолого —раз­ведочных, бурильных и обсадных труб при спуско — подъемных операциях в бурении, капитальном ремонте и освоении скважин.

Ключ машинный КМБО предназначен для крепления — раскрепле— ния

И РЕМОНТА НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН

10

Рис. 7.14. Ключ подвесной гидрав­лический 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

резьбовых соединений бурильных, утяжеленных бурильных и обсадных труб при спуско — подъемных операциях в бурении, капитальном ремонте и освоении скважин.

Ключ подвесной гидравлический КПШ предназначен для механизации процесса свинчивания — развинчивания насосных штанг при текущем и капитальном ремонте скважин.

Ключ снабжен подвеской — компенсатором для вертикального переме­щения и системой управления с помощью рукоятки, расположенной не­посредственно на ключе. Зев ключа закрывается подпружиненными дверцами. Обеспечена возможность визуального контроля крутящего мо­мента.

Ключ подвесной гидравлический КПТ предназначен для механизации процесса свинчивания — развинчивания насосно — компрессорных труб при текущем и капитальном ремонте скважин.

Он состоит из гидравлической части, зубчатой передачи, включающей планетарный редуктор и коробку переключения скоростей, и трубозажим — ного устройства кулачкового типа.Ключ снабжен подвеской — компенсато— ром для вертикального перемещения и системой управления с помощью рукоятки, расположенной непосредственно на ключе. В ключе преду­смотрена блокировка, предотвращающая

И РЕМОНТА НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН

И РЕМОНТА НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН

Рис. 7.15. Ключи трубные гидравлические:

а — КТГ-25-140; б — КТГ-31-324

возможность включения при открытой дверце на зеве ключа. Обеспечен визуальный контроль крутящего момента.

Ключ подвесной гидравлический КПГ-12 (рис. 7.13) предназначен для механизации процесса свинчивания — развинчивания насосно —ком — рессорных труб и бурильных труб при текущем и капитальном ремонте скважин.

И РЕМОНТА НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН

В ключе предусмотрена плавная регулировка крутящего момента. Так, при низкой передаче диапазон изменения крутящего момента составляет 0-12 кНм, а при высокой — 0-2,4 кНм.

Ключ подвесной разрезной гидравлический КПР-12 (рис. 7.14) пред­назначен для механизации процесса свинчивания — развинчивания насос — но — компрессорных труб и бурильных труб при текущем и капитальном ремонте скважин.

Ключ приводной трубный КПТТ-325 предназначен для свинчивания и развинчивания обсадных труб на буровых установках при проводке и ос­воении нефтяных и газовых скважин.

Привод ключа — гидравлический двухскоростной, приводится в дейст — вие двумя насосами.

Ключ трубный гидравлический КТТ-25-140 (рис. 7.15, а) предназначен для механизированного свинчивания и развинчивания соединений НКТ, бурильных и обсадных труб при бурении и ремонте скважин.

Отличительной особенностью ключа является высокий крутящий мо­мент и компактность. Система переключения гидромотора позволяет из­менять частоту вращения и крутящий момент, не останавливая ключ, а ре — версивный рычажно — кулачковый зажимной механизм обеспечивает на­дежный захват труб и муфт. Наличие фиксированного переднего огражде — ния повышает надежность и безопасность работы.

Гидравлическое трехточечное стопорное устройство обеспечивает на­
дежную фиксацию всего диапазона диаметров труб без смены кулачков, не
требует переворачивания при переходе с режима "свинчивание" и наобо­
рот, гасит реактивный момент на ключе. Наборы сменных элементов,
включающие комплекты вкладышей трубных и муфтовых для НКТ, муф­
товых          для          бурильных          обсадных         труб,                   замко

Таблица  7.3

Технические параметры буровых приводных ключей к установкам для геолого-разведочного бурения и ремонта нефтяных и газовых скважин

 

Параметры

 

 

 

Тип бурового

ключа

 

 

 

 

КШЭ

КМУ-

КМУ-

КТГУ-

КТГУ-

КТГУ-

КТГУ-

КТДР-73

КОТ48-89

КОТ89-

КМТ

 

 

50

ГП-50

М48

М60

М73

М89

 

 

132

 

Условный диаметр

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

захватываемых труб, мм:

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

насосно — компрессор

16, 19,

48, 60,

48, 60,

48

60

73

89

73

48-89

89-132

40-166

ных

22, 25

73, 89

73,89

 

 

 

 

 

 

 

 

бурильных

245-271

обсадных

 

Максимальный крутящий

9,8

45

45

2,5

3,0

3,5

4,5

2,5

4,0

6,0

35,0

момент, кНм

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Допустимое усилие на

50,0

конце рычага, кНм

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Частота вращения

100

60

60-86

трубозажимного уст-

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

ройства, об/мин

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Тип привода

Электрический

Гид-

 

 

 

 

 

Меха

 

с питанием от

равли-

 

 

 

 

Механический с

ничес

 

промысловой

ческий от

Механический с ключами типов АПР и КМУ—50

ключами типа АПР

— кий

 

сети 380 В

установки

 

 

 

 

 

 

Давление в гидросистеме,

МПа, не более

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Габаритные размеры, мм:

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

ключа (в сборке с ме-

610х

960х

1020х

350х140х

332х142х

344х154х

382х185х

320х200х

490х126х

620х155х

ханизмом позицио-

х430х

х590х

Х590Х760

х40

х46

х55

х55

х85

х120

х120

 

нирования)

х470

х960

 

 

 

 

 

 

 

 

 

станции управления (СУ) Масса ключа без СУ в

146,0

370,0

345,0

3,0

4,0

5,0

7,0

5,3

7,5

8,6

60,0

собранном виде, кг (с

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

(60-114)

челюстью диаметром, мм)

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Продолжение  табл. 7.3

 

Параметры

Тип бурового ключа

 

КМБ

КМБО

КШ

КТР

КПШ

КПТ

КПР-12

КПГ-12

КГПТ-325

КТГ-25-

КТГ-31-

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

140

324

Условный диаметр

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

захватываемых труб, мм:

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

насосно — компрессор

16, 19,

48-89

16,

60,

60-114

48-114

30-140

114-324

ных

 

 

22, 25

 

19, 22

73, 89

 

 

 

 

 

бурильных

90-299

90-299

73

73-89

73-89

 

 

обсадных

 

24-451

140-324

 

 

Максимальный крутящий

88,3

88,9

10,0

6,8

39,0

91,5

12

12

31,0

25,0

35,0

момент, кНм

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Допустимое усилие на

80,3

80,3

конце рычага, кНм

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Частота вращения

Регули

20,0-120

65

23,8-112

25,0-75,0

24,0-120

0-82

15-45

10-30

трубозажимного уст-

 

 

руется

 

 

 

 

 

 

 

 

ройства, об/мин

 

 

до НО

 

 

 

 

 

 

 

 

Тип привода

Механический

 

 

 

Гидравлический

 

 

 

 

 

 

 

от гидросистемы агрегата

 

от насосов

от насоса

от насоса

Давление в гидросистеме,

5-18,0

16,0

20,0

13,5

13,5

20,0

15,0

20,0

МПа, не более

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Габаритные размеры, мм:

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

ключа (в сборке с ме-

1400х

1500хх

880х

890х

900х

930х560х

1220Х

1700х

ИООх

1500х

ханизмом позицио —

х800х

х525х

 

хббОх

х390х

х800х

х615

х560х

х930х

х609х891

х850х

нирования)

хЮ40

хШО

 

Х1200

х520

х700

 

Х2320

Х2500

 

Х1450

станции управления

1200х

2600х

2500х

2500х

(СУ)

 

 

 

 

 

 

xlOlOx

 

х1680х

х1300х

х1300х

 

 

 

 

 

 

 

х939

 

Х1900

Х1450

Х1450

Масса ключа без СУ в

149,0

190,0

45,0

410,0

194,0

252,0

315,0

485,0

860,0

580,0

600,0

собранном виде, кг (с

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

челюстью диаметром, мм)

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Изготовители: КШЭ, КМУ-50, КТГУ-М48, КТГУ-М60, КТГУ-М73, КТГУ-М89, КПР-12 — АООТ
"Ишимбайский машзавод"; КТГУ—М89 (из титанового сплава ВТ — 5Л) — АО "Композит"; КПГ—12, КМУ —50,
КМУ-ГП-50, КТГУ-М48, КТГУ-М60, КТГУ-М73, КТГУ-М89, КОТ 48-89, КОТ 89-132 — АООТ "Торговый
дом "Боткинский завод"; КОТ 48-89, КОТ 89-132 — АООТ "Хадыженский машзавод". КТДР-73 — ОАО НПО
"Бурение"; КШ, КТР — НПАК "Ранко" — АО "Тулаточмаш"; КИТ, КМБ, КМБО — АО "Мотовилихинские заводы"
— ГП "Нефтебур"; КПШ, КПТ — АО "Ижнефтемаш"; КПР-12 — АО "Кировский завод; КПТГ-325 — ОАО НПО
"Искра"; КТГ-25-140, КТГ-31-324 —       ОАО "Станкотехника АК "Туламашзавод".

вых для бурильных труб позволяют производить работы с самым широким диапазоном диаметров с углом охвата от 292 до 180°, что уменьшает по­вреждение тела труб; комплект соединительных муфт предотвращает утечку масла при расстыковке ключа и гидроэнергетического агрегата.

Ключ трубный гидравлический КТГ-31-324 (рис. 7.15, б) является универсальным инструментом для механизации операций по свинчиванию и развинчиванию бурильных и насосно — компрессорных труб в процессе спуско — подъемных операций. Он применяется в нефтяной и газовой про — мышленности при бурении и ремонте скважин, а также может использо­ваться в геологоразведке и при ремонте скважин водоканализационного хозяйства.

Ключ снабжен рычажно — кулачковой системой зажима, легко и бы­стро заменяемым комплектом захватов, имеет высокую надежность конст­рукции опоры. Простота и безопасность применения делают этот ключ наиболее конкурентоспособным, а минимальные требования к техобслу­живанию существенно снижают эксплуатационные расходы.

Технические параметры приводных ключей приведены в табл. 7.3.