Осложнения и аварии при бурении нефтяных и газовых скважин - Геология, гидрология и геодезия курсовая работа

Главная

Геология, гидрология и геодезия
Осложнения и аварии при бурении нефтяных и газовых скважин

Оценка технологического риска. Зоны риска и его степени. Структура технологических процессов при бурении скважины № 256 Южно-Ягунского месторождения. Анализ возможных аварий и зон осложнений по геологическому разрезу. Перечень продуктивных пластов.


посмотреть текст работы


скачать работу можно здесь


полная информация о работе


весь список подобных работ


Нужна помощь с учёбой? Наши эксперты готовы помочь!
Нажимая на кнопку, вы соглашаетесь с
политикой обработки персональных данных

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

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования
«САМАРСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ»
Кафедра бурения нефтяных и газовых скважин
«Осложнения и аварии при бурении нефтяных и газовых скважин»
САМАРСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ
Кафедра «Бурение нефтяных и газовых скважин»
Задание на курсовую работу по дисциплине
«Осложнения и аварии при бурении нефтяных и газовых скважин»
1. Сведения о возможных авариях и зонах осложнений по геологическому разрезу скважины. Выполнить анализ и оценку технологического риска, выделить зоны риска с указанием степени риска и обосновать мероприятия по его снижению.
2. Спец. Вопрос: Труболовки, назначение, устройство, технология применения.
3. Расчет глушения скважины (методика расчета + лист глушения) Вариант № 21
Независимо от уровня технологии проводки скважины, при её бурении неминуемо возникают нештатные ситуации, наиболее неприятные из которых - осложнения и аварии. Что связано с разнообразием залегания пород, вариацией глубины пластов, их мощности и физико-химических свойств. Особенно непредсказуемо бурение первых, параметрических, скважин. По мере накопления информации о разрабатываемом месторождении технология проводки скважин совершенствуется. В настоящей работе рассматриваются вопросы, связанные с осложнениями при бурении скважин, с их предупреждением и ликвидацией.
В буровой практике различают осложнения и аварии. В настоящее время их принято различать по экономическому признаку. Осложнения оплачивает заказчик, а аварии ложатся на себестоимость бурения.
Осложнение - это проявление факторов геологического происхождения, делающих дальнейшее бурение скважины нерентабельным, невозможным или опасным.
· - поглощения промывочной жидкости;
Авария - нарушение технологического процесса строительства скважины, вызываемое потерей подвижности колонны бурильных труб или её поломкой с оставлением в скважине элементов колонны буровых труб, а также различных предметов и инструментов, для извлечения которых требуются специальные работы.
· - аварии с элементами колонны бурильных труб;
· - прихваты бурильных и обсадных колонн;
· - аварии с обсадными колоннами и элементами их оснастки;
· - аварии из-за неудачного цементирования;
· - аварии с забойными двигателями;
· - аварии в следствии падения в скважину посторонних предметов;
Задачами курсовой работы являются обобщение сведений о возможных авариях и зонах осложнений по геологическому разрезу, анализ и оценка технологического риска с выделением зон риска и указанием его степени по интервалам, обоснование мероприятий по снижению вероятности возникновения осложнений при бурении скважины № 256 Южно-Ягунского месторождения с соблюдением норм безопасности труда, а также норм экологической и промышленной безопасности в условиях рационально распределённого времени.
Скважина № 256 Южно-Ягунского месторождения бурится на территории ХМАО. Нефтяное месторождение находится в северо-восточной части Сургутского нефтегазоносного района и расположено в северо- восточной части города Сургута, в 75 км от него и в 60 км на юго-запад от города Ноябрьска.
1) Назначение - эксплуатационная. Цель бурения - добывающая
4) Вид профиля - наклонно-направленный.
Климат района резко континентальный с холодной, суровой зимой и коротким, но теплым летом. Среднегодовая температура зимой -23,20С, летом +16,10С. Устойчивый снежный покров образуется в третьей декаде октября и держится 200-220 дней. Толщина снежного покрова на отдельных участках не превышает 1,0 м, в заселенных местах до 1,2-1,6 м. Глубина промерзания составляет 1,3-1,7 м.
Геологический разрез Южно-Ягунского месторождения представлен породами двух структурных комплексов: мезозойско-кайнозойского чехла и доюрских образований.
К отложениям подсвиты Верхнеюрского отдела приурочен горизонт ЮС1, верхняя часть которого является промышленно-нефтеносной. Индексирована, как пласт ЮС1-1 и выделена в объект подсчета. Возраст осадков васюганской свиты - верхнекелловый-оксфордский, установлен по фауне аммонитов и фораминифер. Мощность всей свиты в целом - 75 - 80 м, верхней подсвиты - 30 - 35 м. Продуктивный пласт ЮС1 представляет собой пачку переслаивающихся песчаников и алевролитов с прослоями аргиллитов.
Стратиграфические и литологические данные скважины - на Рис. 1.
Таблица 1. Перечень горизонтов нефтепроявлений
Перечень продуктивных пластов скважины № 256 Южно-Ягунского месторождения и их характеристики приведены в Таблице 2.
Табл. 2. Перечень продуктивных пластов скважины № 2731 Давыдовского месторождения и их характеристики
Поинтервальные ожидаемые величины пластового давления и давления гидроразрыва, а также величины репрессий по интервалам указаны в Табл. 3.
Табл. 3. Поинтервальные ожидаемые величины пластового давления и давления гидроразрыва, а также величины репрессий по интервалам
Таблица 4. Перечень горизонтов обвалов песчано-глинистых пород
8. Сангопайская+Усть-Балыкская свита
Таблица 5. Перечень горизонтов разжижения промывочной жидкости.
8. Сангопайская+Усть-Балыкская свита
Таблица 6. Перечень горизонтов сужения ствола скважины.
1.Сангопайская+Усть-Балыкская свита
2. Анализ и оценка технологического риска. Зоны риска и его степени. Мероприятия по снижению
В равной степени со всякой иной областью подземного строительства, бурение добывающей скважины сопряжено с риском возникновения технологических проблем. Аварийные и непредвиденные ситуации могут сорвать сроки сдачи скважины, повысить стоимость бурения или сделать весь проект нерентабельным, даже повлечь за собой катастрофы техногенного характера. В некоторых случаях может потребоваться радикальное изменение методов и технологии бурения. Непредвиденные ситуации также могут привести к травмам на производстве у персонала.
Как и во многих иных сферах, большая доля рисков, относящихся к стадии бурения скважины, является следствием неточностей и ошибок при проектировке и документировании, а также недостатке информации.
Неполный объём инженерных исследований, неточности и огрехи приводят к ошибкам в геологическом разрезе, при подборе буровой установки, бурового инструмента, буровой колонны, а также характеристик и состава бурового раствора. Ошибки и недочёты при составлении сметы могут привести к недофинансированию проекта.
Понятие риска включает в себя сочетание частоты (или вероятности) и тяжести последствий аварий, следовательно, оценка степени риска определяет качественный и количественный анализ частоты возникновения аварий и анализ их последствий.
Структура технологических процессов бурения скважины представлена в табл. 7.
Таблица 7 Структура технологических процессов бурения скважины
Основные виды рисков, которые могут возникнуть на нефтедобывающих предприятиях, и мероприятия по их снижению представлены в табл.8.
скважина бурение риск технологический
Таблица 8. Основные виды рисков инвестиционного проекта нефтедобывающего предприятия
Из-за выбора неэффективных проектно-технологических решений или непредвиденных геотехнических факторов и условий на этапе строительства вероятен риск возникновения аварийных ситуаций и иных технологических трудностей, в том числе:
- необнаружения продуктивного пласта;
- отклонения от проектной траектории бурения;
- недостаточной мощности буровой установки;
- повреждения защитного покрытия труб;
- загрязнения грунтовых вод полимерными и химическими добавками буровых растворов (активные и моющие вещества, полимеры, кальцинированная сода);
- выхода бурового раствора в водоём, в подземные сооружения и коммуникации по траектории бурения;
- повреждения трубопровода из-за превышения предельно допустимых нагрузок при бурении.
При аварийной ситуации может быть потеряна часть бурильной колонны, вся скважинная сборка или буровой инструмент. Оборудование, потерянное (оставленное) в скважине, чаще всего можно извлечь. Рассматривая такую возможность, следует точно сопоставлять трудоёмкость и затратность работ по возвращению оборудования со стоимостью самого оборудования.
Основные виды технологических проблем при бурении скважин, с указанием их причин и вероятных последствий, представлены в табл. 9.
Таблица 9. Виды технологических проблем, их причины и возможные последствия
Размыв грунта по траектории бурения. Обрушение скважины
- несоответствие технологии производства работ инженерно-геологическим условиям
Нарушение циркуляции. Потеря бурового раствора
- чрезмерное давление подачи бурового раствора;
- недопустимые отклонения траектории бурения;
- проницаемые и трещиноватые породы вдоль траектории бурения;
Различные по объему выходы на поверхность.
Попадание в подземные сооружения и коммуникации. Поглощение бурового раствора
Повреждение трубы или защитного покрытия
- обрушение скважины вдоль траектории бурения;
- недостаточное расширение ствола скважины;
- превышение предельно-допустимых усилий при эксплуатации бурильной колонны;
- недостаточная мощность буровой установки;
- обрушение скважины вдоль траектории бурения;
- деформация или поломка бурового инструмента;
- наличие набухающей высокопластичной глины, угольных пластов, бентонитовых сланцев и др.
Для скважины № 256 Южно-Ягунского месторождения обрушение скважины, а также повреждение целостности труб и защитного покрытия или застревание буровой колонны, ввиду неустойчивости стенок скважины (осыпи и обвалы), может возникнуть во всем интервале бурения (0-3007 м.).
Разжижение бурового раствора в интервале: 0-2050м.
Нефтегазоводопроявления могут возникнуть в интервале: 2050-3007м.
Кроме того, сужение ствола скважины возможно, главным образом в интервале 2050-3007м. Здесь берёт начало отклонение бурового процесса от вертикальной траектории с риском недостаточного расширения ствола и предельно допустимой деформации бурильной колонны.
Снижению рисков возникновения аварийных ситуаций и технологических проблем способствуют:
- допуск к проведению работ квалифицированного и прошедшего специальное обучение персонала;
- использование надёжных технических средств и методов контроля при бурении;
- наличие и правильный учёт достоверной инженерно-геологической и информации;
- использование эффективных буровых растворов в достаточных объемах для всех стадий бурения;
- применение надёжной технологии и оборудования, соответствующих инженерно-геологическим условиям;
- прогнозирование и подготовка дополнительных технологических мероприятий по предотвращению аварийных ситуаций (это особенно актуально в сложных инженерно-геологических условиях);
- минимизация нежелательных перерывов при постадийном бурении скважины;
- построение на стадии проектирования оптимальной траектории бурения, включая радиусы изгиба, углы искривления, длины участков и др.
Сложные инженерно-геологические условия бурения:
- крупнозернистый проницаемый грунт.
Для устойчивости скважины необходимо соблюдать технологические параметры подачи бурового раствора на забой, а также обеспечить верный подбор его состава.
Для грунтов каждого типа необходимо использовать определённые ППР соотношения между давлением подачи бурового раствора, диаметром выходных сопел буровой установки (определяют поступающий объём раствора), показателями вязкости бурового раствора и скорости прямого и обратного хода.
При бурении и сопутствующем расширении бурового канала вероятен риск возникновения перед расширителем так называемого «гидрозамка» - гидравлического сопротивления, которое превышает мощность буровой установки. Это сопротивление возникает из-за потери циркуляции. Для снижения риска возникновения «гидрозамка», а также для обеспечения циркуляции необходимо:
- ограничивать скорости проходки при расширении;
- использовать расширители, соответствующие геолого-техническим условиям проходки;
- подавать в скважину достаточное количество бурового раствора, не допуская перерывов.
При бурении эксплуатационной скважины управление рисками включает:
- контроль точного выполнения требований руководящих, нормативных и инструктивных документов на стадиях проведения инженерных изысканий и проектирования;
- производственный технологический контроль в процессе бурения;
- своевременное и оперативное реагирование на изменения инженерных и геолого-технических условий проходки, включая корректировку состава бурового раствора, проведение дополнительных мероприятий по обеспечению производства работ, корректировку технологии бурения, использование вспомогательного оборудования и т.п.;
- оценку возможности возникновения аварийных ситуаций и технологических проблем, приводящих к негативному результату или значительному удорожанию работ.
Страховые компании могут застраховать риски бурения. Страхование рисков подразделяется на имущественное и от несчастных случаев. При страховании от несчастных случаев предприятию предоставляется защита от случаев личного ущерба или телесных повреждений в результате деятельности. Целью имущественного страхования является защита имущества от повреждений. Предпочтительнее пользование расширенным типом договора имущественного страхования: в этом случае предприятие оказывается защищено от всех видов рисков материальных потерь или ущерба имущества. При заключении стандартного договора страхования имущество будет защищено только от последствий пожара.
Создание резерва денежных средств на аварийную или внеплановую работу, для покрытия непредвиденных расходов также предусматривается управлением рисками при бурении добывающей скважины.
Перечень показателей строительства скважины с указанием возможной оценки их качества приведён в табл. 10.
Таблица 10. Показатели качества строительства эксплуатационной нефтяной скважины
Степень риска можно рассчитать по "Методике определения степени риска при проектировании и строительстве нефтяных и газовых скважин", утвержденной Госгортехнадзором РФ. Метод основан на построении логико-вероятностной расчётной схемы, графическая интерпретация которой соответствует дереву, в вершине которого лежит нежелательное событие (головное). Вероятность такого события необходимо определить, зная вероятности базовых событий (событий нижнего уровня, дальше которого детализация не производится). В качестве головного события, обычно выбирается событие, имеющее наибольшую опасность для окружающей среды. Таким головным событием является открытый фонтан.
Между головным и базовым событиями имеются промежуточные. Взаимосвязь между событиями устанавливается с помощью логических связей - "И", "ИЛИ" и др. Метод предполагает знание вероятности базовых событий и логические связи между ними. Кроме того, необходимо знание зависимости базовых событий. В случае зависимости базовых событий рассматривают комбинации первичных базовых событий, приводящих к головному. При независимости базовых событий применяется метод прямого аналитического решения, которое позволяет поэтапно анализировать события, кроме того, предоставляется возможность определить:
а) "слабые узлы" и "узкие места" с точки зрения безопасности;
б) наиболее опасные пути развития аварий.
Идентификация опасностей проводится на предварительном этапе определения степени риска. В процессе её проведения определяются причины (нефте)газопроявлений, выбросов и открытых фонтанов. Результаты идентификации дают возможность построить гистограммы, иллюстрирующие процентные соотношения причин аварий, пополнить исходные данные для расчета степени риска.
Основной задачей идентификации является выявление (на основе информации о данном объекте, результатов экспертизы и опыта работы подобных систем) и четкое описание всех присущих системе опасностей.
Как уже говорилось, главная опасность, которую необходимо учитывать на этапе проектирования бурения скважин и их строительства, является открытый фонтан. В процессе идентификации в первую очередь необходимо определить опасности (в дальнейшем будем называть их факторами), которые приводят к возникновению этого нежелательного события.
Рис. 3 Структура возникновения осложнений, нештатных и аварийных ситуаций при строительстве скважины и направления воздействия этих ситуаций на окружающую природную среду
Категории отказов по тяжести последствий:
Первый - катастрофический - приводит к смерти людей, наносит существенный ущерб объекту и невосполнимый ущерб окружающей среде;
Второй - критический (некритический) - угрожает (не угрожает) жизни людей, потере объекта, окружающей среде;
Третий - с пренебрежимо малыми последствиями - не относящимися по своим последствиям ни к одной из первых двух категорий.
Категории отказов (степень риска отказов):
А - обязателен детальный анализ риска, требуются особые меры безопасности для снижения риска;
В - желателен детальный анализ риска, требуются меры безопасности;
С - рекомендуется проведение анализа риска и принятие мер безопасности;
D - анализ и принятие мер безопасности не требуются.
Табл. 11 Матрица «вероятность - тяжесть последствий»
отказ с пренебрежительно малыми последствиями
Можно выделить три группы факторов, приводящих к возникновению открытого фонтана.
Первая группа - факторы, характеризующие состояние оборудования.
Вторая группа - факторы, связанные с неправильными действиями буровой бригады при строительстве скважины.
Третья группа - факторы, связанные с поведением пласта (нефтегазоводопроявлениями).
Одновременное возникновение первой и второй групп факторов является минимальным пропускным сочетанием, т.е. набором факторов (предпосылок) одновременное возникновение которых достаточно для появления головного события (аварии).
Следовательно, вероятность возникновения открытого фонтана описывается следующим выражением:
Рфонтана - вероятность возникновения открытого фонтана; Ротказ оборуд. - вероятность отказа оборудования; РНГП - вероятность нефтегазопроявлений.
Каждая из рассмотренных групп факторов может быть далее детализирована на факторы, являющиеся причинами их появления.
1. На каждую скважину с возможностью возникновения газонефтеводопроявлений или открытого фонтана должен быть составлен план ликвидации аварий, утвержденный главным инженером бурового предприятия и согласованный с органами Госгортехнадзора.
2. С членами буровой бригады провести дополнительный инструктаж по первоочередным действиям членов бригады при появлении признаков газонефтеводопроявлений, порядок проведения штатных операций по предупреждению развития аварии с росписью в журнале инструктажей. План ликвидации аварий должен быть вывешен на видном месте, доступном каждому работнику.
3. При бурении производить постоянный контроль за количеством закачиваемого в скважину и выходящего из нее бурового раствора, за уровнем бурового раствора в приемных емкостях, за изменением давления на насосах и на стояке в буровой при прочих равных условиях бурения, кроме того, необходимо учитывать технологические факторы процесса бурения - резкий рост механической скорости при неизменных параметрах режима бурения, увеличение вращательного момента на роторе.
4. Производить замер плотности бурового раствора не реже одного раза в час, остальные параметры замерять 3-4 раза в смену с записью в журнале по глинистым растворам.
5. При спускоподъемных операциях контролировать соответствие объемов металла поднятых (спущенных) труб и доливаемого (вытесняемого) в скважину (из скважины) бурового раствора. Режим долива должен обеспечивать поддержание уровня на устье скважины. Свойства бурового раствора, доливаемого в скважину, должны соответствовать требованиям проекта.
6. Следить за уровнем столба бурового раствора в скважине при технологических остановках и длительных простоях.
7. При всех отклонениях в процессе нормального бурения, перечисленных выше, остановить углубление скважины (спускоподъем бурильной колонны) поднять бурильную колонну от забоя на длину квадратной штанги, загерметизировать устье и приступить к ликвидации осложнений согласно плана
8. При бурении скважин с возможностью возникновения ГНВП руководствоваться РД 08-254-98 «Инструкцией по предупреждению газонефтепроявлений и открытых фонтанов при строительстве и ремонте скважин в нефтяной и газовой промышленности» и ПБ 08-624-03 «Правилами безопасности в нефтяной и газовой промышленности».
Мероприятия по обвалам и осыпям глинистых пород, разжижению и сужению ствола скважины.
Важнейшим фактором предотвращения обвалов пород и кавернообразования является правильный выбор промывочной жидкости и ее состава.
Исходя из данных геолого-технического наряда по скважине № 256 Южно-Ягунского месторождения, проведены анализ и оценка технологического риска при бурении данной скважины, выявлены зоны риска и его степени, а также предложены и обоснованы мероприятия по снижению технологических рисков. Эти риски будут существенны главным образом при бурении интервалов с неустойчивыми и высокопроницаемыми породами, а также при грубых отклонениях от режима бурения скважины и оптимального процесса её заканчивания.
3. Труболовки, назначение, устройство. Технология применения
К ловильному инструменту относятся труболовки (овершоты) наружные и внутренние, ловители различного типа, колокола и метчики, магнитные ловители, удочки и извлекатели.
Труболовки наружные (овершоты) предназначены для захвата за наружную цилиндрическую поверхность и последующего извлечения элементов колонн бурильных, обсадных и насосно-компрессорных при проведении ловильных работ в нефтяных, газовых и геологоразведочных скважинах. Захват осуществляется путем заклинивания выдвижных плашек между внутренней или наружной поверхностью захватываемой трубы и стержнем или корпусом труболовки.
По типу захвата труб труболовки подразделяются на две группы: внутренние (для захвата за внутреннюю поверхность) и наружные (для захвата за наружную поверхность трубы или муфты). Внутренние труболовки подразделяются на неосвобождающиеся и освобождающиеся (при необходимости освобождение инструмента от захваченных труб в скважине производится после захвата и фиксации плашек в сомкнутом положении).
Наружные труболовки подразделяются на труболовки освобождающиеся различного типа, которые отличаются друг от друга конструкцией механизма захвата и освобождения.
Б скважинах с небольшим зазором между эксплуатационной колонной и колонной ловимых труб применяют труболовки без центрирующих приспособлений, а в скважинах со значительными зазорами -- с центрирующими приспособлениями (направлением с вырезом или направлением своронкой -- для внутренних труболовок или только с воронкой -- для наружных).
Труболовки без центрирующего приспособления присоединяются к бурильной колонне при помощи обычного переводника, с центрирующим приспособлением -- посредством специального переводника.
Центральное отверстие во внутренних труболовках служит для промывки аварийных концов труб.
Внутренние и наружные освобождающиеся труболовки исполнения 1 и со спиральным захватным устройством состоят из механизма захвата и освобождения, а внутренние неосвобождающиеся -- только из механизма захвата.
Механизм захвата внутренних освобождающихся труболовок по конструкции аналогичен механизму захвата внутренних неосвобождающихся труболовок; его изготавливают в двух исполнениях -- одноплашечном и шестиплашечном.
Рис. 1. Ловитель труб наружного захвата типа ЛТН конструкции ЗАО завод «ИЗМЕРОН»: а) - со спиральным захватом; б) - с цанговым захватом
Ловители труб и труболовки наружные выпускаются типов ЛТН, ОБ, ОК, ОБТ, ОКТ, ТЛ1, ТМО, ТМОм, ТН, ТНОС, ТНС.
Ловители труб типа ЛТН (рис.1) предназначены для захвата и удержания труб за наружную поверхность и извлечения их из скважины. Конструкция ловителей обеспечивает освобождение от аварийного объекта при невозможности его извлечения, а также циркуляцию промывочной жидкости при проведении аварийных работ. Ловители выпускаются с правой и левой присоединительной резьбой.
Ловители состоят из трех основных частей: переводника, корпуса и воронки. В зависимости от размера захватываемого объекта в ловитель может быть вставлен один из двух комплектов захватов: либо спиральный захват со вставкой, либо цанговый захват с калибрующим фрезером. Причем фрезер может быть заменен вставкой. Стандартный цанговый захват предназначен для захвата длинных гладких труб. Цанговые захваты типа МШ имеют в верхней части внутренний кольцевой бурт и предназначены для захвата муфт и замков. Общие виды спирального и цангового захватов приведены на рис. 2 и 3.
Рис. 3. Цанговый захват для ловителей типа ЛТН
Каждый захват работает только со вставкой или фрезером (для цанговых захватов) своего типоразмера, а диапазон захватываемых ими диаметров составляет 3 мм. Захваты выпускаются с шагом 1,5 мм.
Для уплотнения захватываемого объекта могут быть использованы как нижние уплотнения, устанавливаемые во фрезер или вставку цангового захвата, так и верхние уплотнения, которые используются со спиральным захватом и устанавливаются над ним в корпусе ловителя. Все уплотнения используются только с захватом своего типоразмера. Ловители могут комплектоваться режущим направлением, режущей воронкой, удлинителем.
Выпускаются варианты ловителей проходные (с индексом П в условном обозначении) и непроходные. Комплектация ловителей определяется при заказе.
Изготовитель: ЗАО завод « ИЗМЕРОН».
Труболовки типов ОВ и ОВТ (рис. 4, а. 6) состоят из корпуса 2, направляющей воронки 5, переводника 1 и набора сменных элементов, включающих ряд спиральных 3 и цанговых 6 захватов, и направляющих втулок, соответственно спирального 4 и цангового 7 захватов.
При извлечении колонн, верхняя часть которых (голова) имеет максимальный для применяемого типоразмера труболовки диаметр, используются спиральные захваты, в остальных случаях цанговые.
Цанговые захваты могут применяться с фрезерующими направляющими, позволяющими производить очистку захватываемого объекта от заусенцев и различных отложений. Процесс захвата осуществляется труболовкой за счет наличия конических спиральных поверхностей, выполненных на внутренней поверхности корпуса и взаимодействующей с ней наружной поверхности цангового или спирального захватов.
При необходимости герметизации соединения труболовки с извлекаемой трубой предусмотрена возможность установки уплотнительных манжетных пакеров: типа «А» -- при использовании спирального захвата или типа «Р» и кольца -- при использовании цангового захвата. Типоразмеры фрезерующей направляющей и пакеров должны соответствовать типоразмеру применяемого захвата.
Труболовки дополнительно могут комплектоваться:
· удлинителями, устанавливаемыми между корпусом и переводником для захвата аварийной колонны значительно ниже верхнего торца;
· направляющими воронками увеличенного диаметра, применяемыми при ловильных работах в скважинах или колоннах, внутренний диаметр которых значительно больше наружного диаметра труболовки (овершота).
Изготовитель: ЗАО « Сиб. Трейд. Сервис».
Труболовки типов OK и ОКТ состоят (рис. 5) из корпуса 4, переводника 1, направляющей втулки 2 и набора сменных цанговых захватов 3 с различными диаметрами внутренней ловильной поверхности. Корпус труболовки выполнен таким образом, чтобы цанговый захват располагался как можно ближе к нижнему торцу, обеспечивая возможность извлечения элементов колонн с коротким участком, пригодным для захвата. Процесс захвата осуществляется труболовками за счет наличия конических спиральных поверхностей, выполненных на внутренней поверхности корпуса и взаимодействующей с ней наружной поверхности цангового захвата.
Изготовитель: ЗАО « Сиб. Трейд. Сервис».
Труболовка наружная типа ТЛ1 (рис. 6) состоит из корпуса 4, воронки направляющей 5, втулки 2, цанги 3 и переводника 1. Труболовка изготавливается с правой и левой присоединительными резьбами.
Труболовка ТЛ1 предназначена для ловли насосно-компрессорных труб диаметром 60, 73 и 69 мм, забойных двигателей Д-85 и Д1-68 с помощью наборасменных цанг с проходом от 32 до 95 мм. Допускаемая осевая нагрузка -- 500 кН. Максимальный диаметр корпуса -- 122 мм, длина -- 630 мм Масса труболовки -- 26,8 кг.
Отличительная особенность данного инструмента -- отсутствие необходимости его поворота при захвате ловимого объекта за счет оригинальной конструкции направляющей цанги.
Труболовки наружные механические освобождающиеся ITMO-89-116) и модифицированные (ТМОм-89-116) предназначены для захвата за муфту или высадку и подъема целиком или по частям колонны насосно-компрессорных труб диаметром 60,3 или 73 мм.
Труболовка наружная типа ТН (рис. 7) предназначена для захвата и удержания насосно-компрессорных труб по ГОСТ 633 --GO с условными диаметрами 33, 48, 60, 73 и 89 мм за тело трубы в эксплуатационных колоннах диаметром 146 и 168 мм.
Труболовки внутренние предназначены для захвата за внутреннюю поверхность и последующего извлечения трубчатых элементов колонн бурильных, обсадных и насосно-компрессорных труб при проведении ловильных работ в нефтяных, газовых и геологоразведочных скважинах.
Рис . 7- Труболовка наружная типа ТН.
Отечественной промышленностью выпускаются внутренние освобождающиеся труболовки под шифрами Т, ТБ, ЛТБ, ЛТБ-УБТ, ТЕМ, ТБО, ТБОП, ТБР, ТБС, ТН, ТО, ТП, ВТ и ВТК.
Труболовки типов Т, ТВ и ЛТВ изображены на рис. 8, 9 и 10. Труболовка типа Т состоит из корпуса 3, цангового захвата 4, наконечника 6 и расцепного кольца 5. Корпус труболовки выполняется в двух вариантах исполнения: гладкий (выполняется с удлинителем 2 и переводником 1), выполненный заодно с переводником, с уплотнением и центратором и с уплотнением, центратором и переводником. Кроме того, выпускаются ловители труб типа ЛТБУ для труб диаметром 60, 73 и 89 мм. Процесс захвата труболовкой осуществляется за счет наличия конических спиральных поверхностей, выполненных на наружной поверхности корпуса, и взаимодействующей с ней внутренней поверхности цанги.
Рис. 8. Труболовка внутренняя осво¬бождающаяся типа Т конструкции ЗАО « Сиб. Трейд. Сервис» : 1 -- переводник; 2 -- удлинитель; 3 -- корпус; 4 -- захват цанговый; 5 -- кольцо расцепное; 6 -- наконечник
Рис. 9. Труболовки внутренние освобождающиеся типа ТВ конструкции ОАО « ВНИИТнефть»: а, 6 -- в сборе без центрирующего приспособления; в -- в сборе с центрирующим приспосо
Осложнения и аварии при бурении нефтяных и газовых скважин курсовая работа. Геология, гидрология и геодезия.
Реферат по теме Перспективы информатизации экономических органов и их взаимодействия
Реферат по теме Абиотические процессы и животные республики Татарстан
Реферат: Россия и Западная Европа в современных международных отношениях
Реферат: Работа История становления и развития спортивной ходьбы в Чувашии
Реферат: Mexico 2 Essay Research Paper Mexico is
Реферат: Гидростатическое давление и его свойства
Реферат по теме ОРВИ. Грипп. Современные методы лечения
Реферат: Измерение уровня жидкого металла в кристаллизаторе МНЛЗ
Пушкин Диссертация
Курсовая работа по теме Бизнес-планирование в системе здравоохранения
Дипломная работа по теме Проектирование АТП на 250 грузовых автомобилей
Доклад по теме Использование социальной психологии в PR деятельности
Дипломная Работа На Тему Администрация Архангельскй Области И Органы Исполнительной Власти По Вопросам Инфраструктурного Развития
Реферат: Педагогика как область гуманитарного знания. Философские принципы в воспитании и образовании. Скачать бесплатно и без регистрации
Составляющие Сочинения Рассуждения
Курсовая работа по теме Вклад отечественных авторов в теории международных отношений
Сочинение На Тему Осенний Парк 4 Класс
Экологический След Эссе
Сочинение Про Небо
Лфк При Сколиозе Реферат По Физкультуре
Баланс установи як джерело інформації про її фінансовий стан - Бухгалтерский учет и аудит дипломная работа
Учет денежных средств в кассе и аудит кассовых операций - Бухгалтерский учет и аудит курсовая работа
Еколого-економічна ефективність використання землі в Луцькому районі - География и экономическая география курсовая работа