Автоцистерна АЦН-1ОС и АЦН-12С (рис. 35) предназна- чена для транспортирования неагрессивных технологических жидкостей, плотностью от 0,85 т/м3 до 1,4 т/м3, кинематической вязкостью до 30 сСт и подачи их к передвижным насосным и
смесительным установкам при технологических операциях в нефтяных и газовых скважинах (гидроразрыв пласта, цементи- рование и другие промывочно-продавочные работы). Автоцис- терна может эксплуатироваться на дорогах с осевой нагрузкой на них не выше 10 т в условиях умеренного и холодного клима- та. Представляет собой комплекс специального оборудования, смонтированного на шасси автомобиля «Урал»-4320-1912-30, КрАЗ-65101. В комплексе – центробежный насос, в блоке с ре- дуктором, с приводом от коробки передач двигателя автомобиля через коробку отбора мощности и карданный вал.
Рис. 35. Автоцистерна АЦН-1ОС
Технические характеристики автоцистерн «Урал» и КрАЗ:
| Шасси автомобиля | «Урал» | КрАЗ |
| Вместимость, м3 | ||
| Насос для заполнения и опорожнения цистерны: | ||
| – подача, дм3/с | ||
| – напор (для воды), МПа | 30±1,5 | |
| – частота вращения рабочего колеса, об/мин | 1450+50 | |
| – наибольшая мощность, отбираемая от двигателя, кВт | ||
| – время заполнения цистерны, с | 390±20 | |
| – диаметр всасывающей линии, мм | ||
| – диаметр нагнетательной линии, мм | ||
| Всасывающее устройство, тип | эжекционный | |
| Указатель уровня жидкости в цистерне | поплавковый |
Агрегат цементировочный АЦ-320 или ЦА-320
Агрегат цементировочный АЦ-320 (рис. 36) предназначен для нагнетания различных жидкостей при цементировании скважин в процессе бурения и капитального ремонта, а также
для проведения других промывочно-продавочных работ в неф- тяных и газовых скважинах. Монтируется на шасси автомоби- ля КрАЗ, «Урал».
 |
Рис. 36. Агрегат цементировочный ЦА-320
Технические характеристики цементировочных агрегатов:
| Монтажная база-шасси автомобиля | КрАЗ-250 или КрАЗ 65101 | Урал 4320- 1912-М |
| Грузоподъемность, т | 14,575 | |
| Мощность двигателя, кВт | ||
| Частота вращения вала двигателя, (об/мин), не более | ||
| Насос цементировочный | Поршневой насос НПЦ-32 | |
| Полезная мощность, кВт | ||
| Ход поршня, мм | ||
| Наибольшее давление, МПа | ||
| Наибольшая подача, дм3/с | ||
| Вспомогательный двигатель | ГАЗ-53 | |
| Мощность, кВт, не более | 51,5 | |
| Крутящий момент, кВт, не более | ||
| Частота вращения вала двигателя: | ||
| – максимальная (об/мин) | 46,6 | |
| – рабочая (об/мин) | ||
| Насос водяной | центробежный насос | |
| ЦНС 38-154 | ЦНС 60-165 | |
| Частота вращения вала насоса, об/мин | ||
| Подача, дм3/с | ||
| Давление, МПа | 1,54 | 1,65 |
| Вместимость, м3: | ||
| – мерного бака | 6,4 | 6,0 |
| – бака для цементного раствора | 0,25 | 0,25 |
| Манифольд (условный диаметр), мм: | ||
| – приемной линии цементировочного и водя- ных насосов | ||
| – напорной линии цементировочного и водя- ных насосов | ||
| Масса агрегата полная, кг | 16 000 | 15 440 |
Агрегат кислотной обработки призабойной зоны сква- жины АНЦ-32/50
Агрегат АНЦ-32/50 (рис. 37) предназначен для транспор- тировки ингибиторной соляной кислоты и нагнетания в сква- жины технологических жидкостей при кислотной обработке призабойной зоны скважин. Агрегат предназначен для работы в умеренной и холодной микроклиматических зонах.
 |
Рис. 37. Агрегат кислотной обработки призабойной зоны скважины АНЦ-32/50
Технические характеристики кислотных агрегатов:
| Монтажная база | Шасси автомобиля КрАЗ-65101 | |
| Насос высокого давления | трехплунжерный | горизонтальный |
| Идеальная подача, л/с: | ||
| – наибольшая | 12,8 | 12,5 |
| – наименьшая | 3,5 | 2,24 |
| Давление, МПа: | ||
| – наибольшее | ||
| – наименьшее | 8,0 | 12,5 |
| Привод насоса высокого давления | от тягового двигателя автомобиля через раздаточную коробку, коробку отбора мощности и коробку передач агрегата | |
| Коробка передач | двухскоростная двухвальная с косо-зубой цилиндрической передачей | |
| Емкость цистерны, м3 | 7,5 |
| Транспортируемая жидкость | раствор ингибированной соляной кислоты (концентрация 8–21 %), а также в смеси с кислотами плавиковой (5 % от объема соляной кислоты) и уксусной (2 % – в пересчете на 100%-ную соляную кислоту) |
| Управление агрегатом | централизованное из кабины автомобиля |
| Условные проходы манифольда, мм: | |
| – всасывающего | |
| – нагнетательного | |
| Вспомогательный трубопровод (обвязка агрегата с устьем скважины), мм: | |
| – условный проход | |
| – общая длина | |
| Скорость передвижения на пря- молинейном участке шасси, км/ч |
Агрегат для депарафинизации АДПМ 12/150
Агрегат АДПМ (рис. 38) предназначен для депарафиниза- ции призабойной зоны скважин горячей нефтью. Наличие тех- нологических и вспомогательных трубопроводов дает возмож- ность быстро подключать агрегат к скважине и емкости с неф- тью. Агрегат легко запускается в работу, нефть нагревается до установленной температуры за 20 мин с момента пуска.
На агрегате применена независимая трансмиссия привода основного насоса и топливного насоса с вентилятором, что обеспечивает при необходимости предварительный подогрев котла без запуска нагнетательного насоса.
Агрегат выпускается на шасси Урал, КрАЗ и TATRA.
 |
Рис. 38. Агрегат для депарафинизации АДПМ 12/150
Технические характеристики агрегата для депарафиниза- ции АДПМ 12/150:
| Производительность по нефти, м3/ч | 12±0,5 |
| Температура нагрева нефти, °С: | |
| – безводной | 50±10 |
| – обводненной до 30 % | 122±5 |
| Нагреваемая среда | нефть сырая |
| Вязкость, СПЗ, не более | |
| Давление рабочее, МПа (кгс/см2) | 16±1 (160±10) |
| Топливо | дизельное |
| Расход топлива на нагрев нефти, кг/ч, не более | |
| Нагнетательный насос | трехплунжерный 1.3 ПТ-50Д2 |
| Топливный насос | шестеренчатый ШФ 0,6-25 |
Агрегат промывочнопродавочный ППА-200
Агрегат промывочно-продавочный ППА-20 предназначен для нагнетания различных не агрессивных жидких сред в сква- жине в процессе их текущего и капитального ремонта, а также при проведении других нефтепромысловых промывочно- продавочных работ. Агрегат выпускается на шасси КрАЗ-250 или КрАЗ-65101.
Технические характеристики агрегата ППА-20:
| Монтажная база: | КрАЗ-65101 |
| – грузоподъемность, т | 14,575 |
| – мощность двигателя, кВт | |
| – частота вращения вала двигателя, об/мин, не более | |
| Насос НПЦ-32: | |
| – полезная мощность, кВт | 91,9 |
| – наибольшее давление, МПа | |
| – ход поршня, мм | |
| – наибольшая подача, дм3/с | 21,8 |
| Вместимость цистерны, м3 | |
| Уловный диаметр приемной линии насоса, мм | |
| Условный диаметр напорной линии насоса, мм |
Цистерна-кислотовоз
Цистерна-кислотовоз АЦ-11К (рис. 39) предназначена для транспортирования раствора ингибрированной соляной кисло-
ты концентрацией до 21 % и подачи ее на прием насосной ус- тановки при кислотных обработках призабойной зоны сква- жин. Оборудование автоцистерны включает цистерну, насос- ный блок с трансмиссией, манифольд и другое оборудование, смонтированное на автошасси Урал-4320-1912-30. Цистерна из коррозионно-стойкой (нержавеющей) стали Х18Н10Т имеет внутренние перегородки для гашения ударов транспортируе- мой жидкости при резких торможениях и ускорениях автоцис- терны. На цистерне предусмотрена наливная горловина с ды- хательным клапаном на крышке. Центробежный насос в кисло- тостойком исполнении серии X приводится от тягового двигателя автошасси через коробку отбора мощности, установ- ленную на боковом люке коробки передач двигателя. Управле- ние работой насосного блока осуществляется из кабины авто- шасси. По сравнению с кислотовозами, имеющими гуммиро- ванные емкости для перевозки кислот и максимальный срок службы 2–3 года, АЦ-11К с емкостью из нержавеющей стали Х18Я10Т служит 6–8 лет.
 |
Рис. 39. Цистерна-кислотовоз
Установки смесительные
Установки (рис. 40) предназначены для транспортировки су- хих порошкообразных материалов, механически регулируемой подачи этих материалов винтовыми конвейерами и приготовле- ния тампонажных растворов при цементировании нефтяных и
газовых скважин. Привод винтовых конвейеров – от двигателя автомобиля через коробку отбора мощности, карданные валы.
 |
Рис. 40. Установка смесительная УС-50-14Кр
Установки смесительные механические изготавливаются на шасси автомобилей КрАЗ и «Урал». Смесительные установ- ки – передвижные нефтепромысловые. Состоит из бункера, коробки отбора мощности, загрузочного и дозировочных вин- товых конвейеров, смесительного устройства с щелевидной насадкой, централизованного поста управления установкой и другого вспомогательного оборудования.
Регулировку плотности тампонажного раствора производят:
– изменением давления жидкости затворения перед щеле- видной насадкой;
– изменением частоты вращения дозирующих винтовых конвейеров. Тонкую регулировку плотности раствора произво- дят поворотом пробки крана ГРПП на требуемый угол.
Стабильность плотности приготавливаемого тампонажно- го раствора достигается поддержанием постоянного давления перед щелевидной насадкой.
Технические характеристики смесительной установки:
| Наибольшая производительность (для тамп. раство- ра плотностью 1,85 г/см3), дм3/с | |
| Плотность приготовленного раствора, г/см3 | 1,2–2,4 |
| Максимальная масса транспортируемого материала по дорогам, т: | |
| – с твердым покрытием | 11,5 |
| – по остальным, включая участки бездорожья | 9,5 |
| Максимальная производительность по сухому цементу, т/ч: | |
| – загрузочного винтового конвейера | |
| – расчетная дозирующих винтовых конвейеров |
Осреднительная установка
Предназначена для обработки тампонажного раствора в процессе его приготовления с целью обеспечения однородности параметров смеси по всему объему. Установка (рис. 41) исполь- зуется на всех видах цементировочных работ, проводимых на буровых скважинах. Работает в комплекте с насосными агрега- тами (типа УНБ 400x40), цементосмесительными установками (типа УС6-30) и цементировочными агрегатами (типа ЦА-320А). Конструкция установки позволяет использовать ее для приго- товления буферных составов и жидкостей затворения.
Установка осреднительная состоит из резервуара, коробки отбора мощности, перемешивающего устройства в виде двух ленточных мешалок и вспомогательного оборудования для по- дачи раствора непосредственно от цементно-смесительной уста- новки, выдачи раствора, а также контроля объема раствора в резервуаре отборного устройства для замеров плотности. Резер- вуар установки сверху снабжен откидными крышками и пло- щадкой с ограждениями для удобства обслуживания и ремонта.
 |
Рис. 41. Установка осреднительная
Блок манифольда
Манифольд (линия нагнетания) – это трубопровод высоко- го давления, предназначенный для транспортирования бурового раствора от бурового насоса до вертлюга. Он состоит из обвязки буровых насосов, трубной обвязки вышечного блока (стояка) и трубопровода, соединяющего вышечный блок с насосным бло- ком. Манифольд собирается из отдельных секций и соединяется быстроразъемными соединениями. Трубопроводы от буровых насосов подведены к запорно-распределительному устройству. Запорно-распределительное устройство представляет собой кла- панный распределитель, который позволяет производить опера- тивное включение в работу бурового насоса (одного или одно- временно двух) и его отключение, а также отсечение выходного канала насоса от общей магистрали. В запорно- распределительном устройстве в качестве затвора используется клапанная группа с бурового насоса. От запорно- распределительного устройства идут отводы к дистанционно управляемой задвижке (ДЗУ) и предохранительному клапану. Стояк соединяется с вертлюгом буровым рукавом. Пример кон- струкции манифольда для установки кустового бурения приве- ден на рис. 42.
 |
Рис. 42. Блок манифольда
Трубы, применяемые при реконструкции и восстановлении скважин
Насосно-компрессорные трубы
Насосно-компрессорные трубы (НКТ) предназначены для добычи жидкости и газа из скважин и проведения различных ремонтных работ.
Условное обозначение труб должно включать: тип трубы (кроме гладких труб), условный диаметр трубы, толщину стенки, группу прочности и обозначение стандарта. Условное обозначение муфт включает: тип трубы (кроме муфт к глад- ким трубам), условный диаметр, группу прочности и обозна- чение стандарта.
На наружной и внутренней поверхности труб и муфт не должно быть раковин, расслоений, трещин. Допускается вы- рубка и зачистка этих дефектов при условии, если их глубина не превышает предельного минусового отключения по тол- щине стенки. Заварка, зачеканка или заделка дефектных мест не допускается.
На внутренней поверхности высаженных наружу концов труб с муфтами не должно быть более трех дефектных мест, протяженность каждого из которых по окружности не должна быть более 25 мм, ширина – более 15 мм и глубина – более 2 мм. На наружной и внутренней поверхности высаженных на- ружу концов безмуфтовых труб на расстоянии менее 85 мм от торца указанные выше дефекты не допускаются. На расстоянии свыше 85 мм не должно быть более трех дефектных мест, про- тяженность каждого из которых не должна быть более 1/3 дли-
ны окружности, ширина – более 15 мм и глубина – более 2 мм.
В табл. 13–15 приводятся размеры НКТ, по ГОСТ 633–80, и муфт к ним. В табл. 16 и 17 приводятся прочностные харак- теристики НКТ и величины испытательных гидравлических давлений.
Таблица 13
Технические характеристики НКТ с высаженными наружу концами
| Условный диаметр труб, мм | Труба гладкая | Муфта | |||||
| Наруж- ный диаметр, мм | Внут- ренний диаметр, мм | Толщи- на стен- ки, мм | Масса 1 м, кг | Наруж- ный диаметр, мм | Длина, мм | Масса, кг | |
| 33,4 | 26,4 | 3,5 | 2,6 | 42,2 | 0,4 | ||
| 4,2 | 35,4 | 3,5 | 3,3 | 52,2 | 0,6 | ||
| 48,3 | 35,2 | 4,0 | 4,4 | 55,9 | 0,5 | ||
| 60,3 | 40,3 | 5,0 | 6,8 | 73,0 | 1,3 | ||
| 73,0 | 50,3 | 5,5 | 9,2 | 88,9 | 2,4 | ||
| 73,0 | 62,0 | 7,0 | 11,4 | 88,9 | 2,4 | ||
| 88,9 | 75,9 | 6,5 | 13,2 | 108,0 | 3,6 | ||
| 101,6 | 88,6 | 6,5 | 15,2 | 120,6 | 4,5 | ||
| 114,3 | 100,3 | 7,0 | 18,5 | 132,1 | 5,1 |
Таблица 14
Технические характеристики НКТ с приварной муфтой
| Услов- ный диа- метр труб, мм | Труба гладкая | Муфта | |||||
| Наруж- ный диаметр, мм | Внут- ренний диаметр, мм | Толщи- на стен- ки, мм | Масса 1 м, кг | Наруж- ный диаметр, мм | Длина, мм | Масса, кг | |
| 60,3 | 50,3 | 5,0 | 6,8 | 73,0 | 1,8 | ||
| 73,0 | 62,0 | 5,5 | 9,2 | 73,0 | 2,5 | ||
| 73,0 | 59,0 | 7,0 | 11,4 | – | – | – | |
| 88,9 | 75,9 | 6,5 | 13,2 | 108,0 | 4,1 | ||
| 88,9 | 72,9 | 8,0 | 16,0 | – | – | – | |
| 101,6 | 88,6 | 6,5 | 15,2 | 120,6 | 5,1 | ||
| 114,3 | 100,3 | 7,0 | 18,5 | 132,1 | 7,4 |
Перед спуском в скважину НКТ (особенно в условиях применения штанговых насосов или наличия отложений пара- фина, солей, гипса) внутренний диаметр и общая изогнутость проверяются оправкой. Длина оправки – 1250 мм, ее диаметры для различных НКТ приводятся в табл. 18.
Таблица 15
Технические характеристики зарубежных НКТ
| Условный диаметр, мм | Труба с высаженными наружу концами | Муфта | ||||||||
| Наружный диаметр, мм | Внутренний диаметр, мм | Толщина стенки, мм | Наружный диаметр высаженной части, мм | Длина высаженной части, мм | Масса 1 м гладкой трубы, кг | Увеличение массы трубы вслед- ствие высадки обоих концов, кг | Наружный диаметр, мм | Длина, мм | Масса, кг | |
| 26,7 | 20,7 | 3,0 | 33,4 | 1,8 | 0,1 | 42,2 | 0,4 | |||
| 23,4 | 26,4 | 3,5 | 37,3 | 2,6 | 0,1 | 48,3 | 0,5 | |||
| 42,2 | 35,2 | 3,5 | 46,0 | 3,3 | 0,2 | 55,9 | 0,7 | |||
| 48,3 | 40,3 | 4,0 | 53,2 | 4,4 | 0,4 | 63,5 | 0,8 | |||
| 60,3 | 50,3 | 5,0 | 65,9 | 6,8 | 0,7 | 77,8 | 1,5 | |||
| 73,0 | 62,0 | 5,5 | 78,6 | 9,2 | 0,9 | 93,2 | 2,8 | |||
| 73,0 | 59,0 | 7,0 | 78,6 | 11,4 | 0,9 | 93,2 | 2,8 | |||
| 88,9 | 75,9 | 6,5 | 95,2 | 13,2 | 1,3 | 114,3 | 4,2 | |||
| 88,9 | 72,9 | 8,0 | 95,2 | 16,0 | 1,3 | 114,3 | 4,2 | |||
| 101,6 | 88,6 | 6,5 | 108,0 | 15,2 | 1,4 | 127,0 | 5,0 | |||
| 114,3 | 100,3 | 7,0 | 120,6 | 18,5 | 1,6 | 141,3 | 6,3 |
Таблица 16
Механические характеристики НКТ
| Услов- ный диаметр труб, м | Толщина стенки, мм | Давление для труб из стали группы прочности, МПа | ||||||
| Д | К | Е | Л | М | Р | |||
| Исполне- ние А | Испол- нение Б | |||||||
| 3,0 | 67,2 | 66,2 | 87,3 | 98,1 | – | – | – | |
| 3,5 | 64,3 | 63,3 | 83,4 | 93,7 | – | – | – | |
| 3,5 | 50,5 | 49,5 | 65,2 | 73,6 | – | – | – | |
| 4,0 | 50,5 | 49,5 | 65,2 | 73,6 | – | – | – | |
| 5,0 | 50,5 | 49,5 | 65,2 | 73,6 | 87,3 | 96,6 | 122,6 | |
| 5,0 | 45,6 | 45,1 | 59,4 | 66,7 | 79,0 | 87,3 | 112,3 | |
| 7,0 | 57,9 | 57,4 | 75,0 | 84,9 | 100,6 | 110,9 | 122,6 | |
| 6,5 | 44,1 | 43,7 | 57,4 | 64,7 | 76,5 | 84,4 | 108,9 |
На каждой трубе на расстоянии 0,4–0,6 м от ее конца, снабженного муфтой (или раструбного конца труб НКБ), удар- ным способом или накаткой наносится следующая маркировка: условный диаметр труб в миллиметрах, номер трубы, группа прочности, толщина стенки в миллиметрах (для труб с услов- ным диаметром 73 и 89 мм), наименование или товарный знак предприятия-изготовителя, месяц и год выпуска. Место нане- сения маркировки обводится или подчеркивается устойчивой светлой краской.
Таблица 17
Пределы выносливости НКТ
| Показатели | Группа прочности | |||||
| Д | К | Е | Л | М | Р | |
| Временное сопротивление | 655 (638*) | |||||
| δв, не менее МПа | ||||||
| Предел текучести δт МПа: | ||||||
| – не менее | 373* | – | – | – | – | – |
| – не более | – |
*Для исполнения Б.
Таблица 18
Технические характеристики оправки для проверки НКТ перед спуском в скважину
| Условный диаметр тру- бы, мм | Толщина стенки, мм | Наружный диаметр оправки, мм | Условный диаметр трубы, мм | Толщина стенки, мм | Наружный диаметр оп- равки, мм |
| 3,0 | 18,3 | 5,5 | 59,9 | ||
| 3,5 | 24,0 | 7,0 | 56,6 | ||
| 3,5 | 32,8 | 6,5 | 72,7 | ||
| 4,0 | 37,9 | 8,0 | 69,7 | ||
| 5,0 | 47,9 | 6,5 | 85,4 | ||
| 7,0 | 97,1 |
На каждой трубе рядом с маркировкой ударным способом или накаткой устойчивой светлой краской наносится маркировка: условный диаметр трубы в миллиметрах, группа прочности (для гладких труб с термоупрочненными концами дополнительно маркируется «ТУК»), толщина стенки в миллиметрах (для труб
с условным диаметром 73 и 89 мм), длина трубы в сантиметрах, масса трубы в килограммах, тип трубы (кроме гладких труб), вид исполнения (при поставке труб исполнения А), наименование или товарный знак предприятия-изготовителя.
Таблица 19
Размеры труб и муфт к ним по стандартам Американского нефтяного института
| Труба гладкая | Муфта | ||||||||
| Наружный диаметр, мм | Внутренний диаметр, мм | Толщина стенки, мм | Масса 1 м гладкой трубы, кг | Наружный диаметр, мм | Длина, мм | Диаметр расточки, мм | Ширина торцевой плоскости, мм | Диаметр торцевой плоскости, мм | Масса, кг |
| 26,6 | 21,0 | 2,87 | 1,68 | 33,4 | 81,0 | 28,3 | 1,6 | 30,0 | 0,23 |
| 33,4 | 26,6 | 3,38 | 2,50 | 42,2 | 82,6 | 35,0 | 2,4 | 37,8 | 0,38 |
| 42,2 | 35,1 | 3,56 | 3,38 | 52,2 | 88,9 | 43,8 | 3,2 | 47,2 | 0,59 |
| 48,3 | 40,9 | 3,68 | 4,05 | 55,9 | 95,2 | 49,9 | 1,6 | 52,1 | 0,56 |
| 60,3 | 51,8 | 4,24 | 5,87 | 73,0 | 108,0 | 61,9 | 4,8 | 66,7 | 1,28 |
| 60,3 | 50,6 | 4,83 | 6,60 | 73,0 | 108,0 | 61,9 | 4,8 | 66,7 | 1,28 |
| 60,3 | 47,4 | 6,45 | 8,56 | 73,0 | 108,0 | 61,9 | 4,8 | 66,7 | 1,28 |
| 73,0 | 62,0 | 5,51 | 9,18 | 88,9 | 130,2 | 74,6 | 4,8 | 81,0 | 2,34 |
| 73,0 | 57,4 | 7,82 | 12,57 | 88,9 | 130,2 | 74,6 | 4,8 | 81,0 | 2,34 |
| 88,9 | 77,9 | 5,49 | 11,29 | 108,0 | 142,9 | 90,5 | 4,8 | 98,4 | 3,71 |
| 88,9 | 76,0 | 6,45 | 13,12 | 108,8 | 142,9 | 90,5 | 4,8 | 98,4 | 3,71 |
| 88,9 | 74,2 | 7,34 | 14,76 | 108,8 | 142,9 | 90,5 | 4,8 | 98,4 | 3,71 |
| 88,9 | 69,9 | 9,52 | 18,65 | 108,8 | 142,9 | 90,5 | 4,8 | 98,4 | 3,71 |
| 101,6 | 90,1 | 5,74 | 13,57 | 120,6 | 146,0 | 103,2 | 4,8 | 111,1 | 4,34 |
| 114,3 | 100,5 | 6,88 | 6,88 | 132,1 | 155,6 | 115,9 | 4,8 | 123,2 | 4,89 |
Насосно-компрессорные трубы США изготавливают по стандартам Американского нефтяного института (АНИ) и со- ответствующей технической документации.
НКТ, выпускаемые по техническим документам фирм, от- личаются от стандартов АНИ резьбой трапецеидального про- филя, уплотняющимися элементами типа «металл – металл» в резьбовом соединении, цилиндрической двухступенчатой
резьбой, уплотняющими пластмассовыми кольцами в резьбо- вом соединении. В табл. 19–22 приводятся характеристики не- которых труб и муфт к ним по стандартам Американского неф- тяного института.
Таблица 20
Справочные данные для расчета колонны труб, насосно-компрессорные и обсадные трубы
| Показатели | Условный диаметр, мм | ||||||||
| Площадь про- ходного сечения труб, см2 | 12,75 | 19,80 | 30,18 | 45,22 | 61,62 | 78,97 | 120,0 | 177,0 | 314,0 |
| Площадь попе- речного сечения груб, см2 | 5,56 | 8,68 | 11,66 | 16,82 | 19,41 | 23,58 | 36,0 | 43,0 | 62,0 |
| Масса 1 м труб (гладких) с муфтами, кг | 4,45 | 7,0 | 9,45 | 13,67 | 15,78 | 19,11 | 34,9 | 44,6 | 64,1 |
| Масса 1 м труб (с высаженны- ми концами) с муфтами, кг | 4,54 | 7,12 | 9,62 | 13,92 | 16,02 | 19,46 | – | – | – |
Примечания: 1. При определении массы 1 м насосных штанг и на- сосно-компрессорных труб с муфтами принята средняя длина одной штанги и одной трубы – 8 м. 2. Для обсадных труб диаметром 141, 168 и 219 мм внутренний диаметр принят соответственно 125, 150 и 200 мм.
Таблица 21
Предельная глубина спуска одноразмерной колонны НКТ в скважину, м
| По маркам стали | ||||
| Д | К | Е | Л | М |
| Трубы гладкие | ||||
Окончание табл. 21
| По маркам стали | ||||
| Д | К | Е | Л | М |
| Трубы с высаженными наружу концами | ||||
| Трубы с высаженными наружу концами | ||||
Таблица 22
Прочностные свойства сталей для изготовления НКТ
| Свойства | Группа прочности стали | ||||
| Д | К | Е | Л | М | |
| Временное сопротивление, МПа | 6,68 | 6,95 | 7,03 | 7,73 | 8,79 |
| Предел текучести, МПа: | |||||
| – не менее | 3,87 | 4,15 | 5,62 | 6,68 | 7,73 |
| – не более | 5,62 | 6,25 | 7,73 | 8,79 | 9,84 |
| Относительное удлинение, %, не менее | 14,30 | 13,86 | 13,00 | 12,30 | 10,80 |
Бурильные трубы
При реконструкции и восстановлении скважин применя- ются трубы стальные с высаженными концами и приваренны- ми к ним замками.
Сортаментная характеристика бурильных труб приведена в табл. 23.
Трубы проходят обязательные испытания: на растяжение, ударную вязкость, сплющивание. Возможно изготовление труб по API 5D групп Е75, Х95, G-105, S-195 с нанесением моно- граммы (лицензия № 5Д-0055).
Механические свойства приведены в табл. 24.
Таблица 23
Сортаментная характеристика бурильных труб
| Номер и наиме- нование норма- тивного доку- мента | Условный наружный диаметр, мм | Толщи- на стен- ки, мм | Группа прочно- сти | Тип замка | Длина труб, м Тип высадки |
| ТУ 14-3-1571-88. Трубы буриль- ные с приварен- ными замками | ПН60 | 7,11 | Д, Е, Л,М | ЗП-86-44 | 5,9–6,3 8,0–8,6 11,9–12,5 Высадка ком- бинирован- ная, наружная и внутренняя |
| ПН73 | 9,19 | Д,Е | ЗП-105-54 | ||
| ПН73 | 9,19 | Л, М | ЗП-105-50 | ||
| ПН89 | 9,35 | Д,Е | ЗП-121-68 | ||
| ПН89 | 9,35 | Л | ЗП-127-65 | ||
| ПН89 | 9,35 | М | ЗП-127-62 | ||
| ПН89 | 9,35 | Р | ЗП-127-59 | ||
| ПВ102 | 8,38 | Д,Е | ЗП-133-71 | ||
| ПК114.3 | 8,56 | Д.Е | ЗП-159-82 | ||
| ПК114,3 | 8,56 | Л,М | ЗП-159-76 | ||
| ПК114,3 | 10,92 | Д,Е | ЗП-159-76 | ||
| ПК114.3 | 10,92 | Л | ЗП-159-69 | ||
| ПК114.3 | 10,92 | М | ЗП-159-63 | ||
| ПК127 | 9,19 | Д,Е | ЗП-162-95-2 | ||
| ПК127 | 9,19 | Л | ЗП 162-89-2 | ||
| ТУ 14-3-1571-88 | ПК127 | 9,19 | М | ЗП-165-82 | |
| ПК127 | 12,70 | Д,Е | ЗП-162-89-2 | ||
| ПК127 | 12,70 | Л | ЗП-165-76 | ||
| ПК127 | 12,70 | М | ЗП-168-70 | ||
| ТУ 14-161-141–94. Трубы буриль- ные с приварен- ными замками уменьшенного диаметра БК-114 | БК114.3 | 8,6 | Д, Е, Л, М | ЗП-146-70/76 | 8,0–8,6; 9,0–9,45; 11,9–12,5 Высадка ком- бинирован- ная, наружная и внутренняя |
| 10,9 | Д,Е | ЗП-146-70/70 | |||
| 10,9 | Л | ЗП-146-63/70 | |||
| ТУ 14-3-1849–92. Трубы буриль- ные, диаметром 73 мм с прива- ренными замка- ми БК-73 | 9,0 | Д,Е | ЗП-92 | 5,9–6,3: 8,0–8,6 9,0–9,45; 11,9–12,5 Высадка ком- бинированная |
Окончание табл. 23
| ТУ 39-0147016-42– 93. Трубы для ка- питального ремон- та скважин | 5,5 | Д,Е | ТТ 95-57 | 9,0–10,0 Высадка ком- бинирован- ная, наружная и внутренняя | |
| 6,5 | Д, Е, Л | ТТ 98-57 | |||
| ТУ 14-161-137–94. Трубы бурильные, диаметром 73 и 89 мм с приваренными замками | БК73 | Д | ЗП-86-45 | 8,0–8,4 9,0–9,45 11,9–12,5 Высадка ком- бинирован- ная, наружная и внутренняя | |
| БК73 | Д, Е, Л,М | ЗП-105М-45 | |||
| БК73 | 9,19 | Д, Б, Л | ЗП-105М-54 | ||
| БК73 | 9,19 | Д, Е,Л | ЗП-105М-51 | ||
| БК73 | 9,19 | М | ЗП-105М-50 | ||
| БН76 | 8,5 | Д,Е | ЗП-105М-54 | ||
| БВ89 | 8,0 | Д,Е | ЗП-108М-45 | ||
| БН89 | 6,5 | Д,Е | ЗП-121М-73 | ||
| БН89 | 8,0 | Д.Е.Л | ЗП-121М-68 | ||
| ТУ 14-161-138–94. Трубы бурильные, диаметром 127 мм с приваренными замками БК-127 | 9,2 | Д,Е | ЗП-165-92 | 8,0–8,6; 9,0–9,45 11,9–12,5 Высадка ком- бинированная | |
| 9,2 | Л | ЗП-165-86 | |||
| 9,2 | М | 311-168-83 | |||
| 12,7 | Д,Е | ЗП-168-83 | |||
| 12,7 | Л | ЗП-168-76 | |||
| ТУ 14-161-154–95. Трубы бурильные, диаметром 73 и 89 мм с приваренными замками | 5,5 | Д,Е | ЗП-95-59 | 5,9–6,5; 8,0–8,4 9,0–9,45; 11,9–12,65 Высадка на- ружная | |
| 5,5 | Л | ЗП-95-55 | |||
| Д,Е | ЗП-95-55 | ||||
| 6,5 | Д.Е | ЗП-115-73 | |||
| ТУ 4-3-1850–92. Трубы бурильные с высаженными внутрь концами | 7,0 | Д, К, Е, Л | – | 6,0–6,6; 8,0–8,6; 11,5–12,4 Высадка внутренняя | |
| 9,0 | Д, К, Е,Л | – |
Таблица 24
Механические свойства бурильных труб
| Показатели | Группа прочности | ||||
| Д | К | Е | Л | М | |
| Временное сопротивление σв, Н/мм2, не менее | 655,0 | 689,0 | 689,0 | 724,0 | 792,0 |
| Предел текучести σ т, Н/мм2, не менее | 379,0 | 490,0 | 517,0 | 655,0 | 724,0 |
Окончание табл. 24
| Показатели | Группа прочности | ||||
| Д | К | Е | Л | М | |
| Не более | – | – | 724,0 | 862,0 | 930,0 |
| Относительное удлинение δ, %, не менее | 16,0 | 14,0 | 14,0 | 14,0 | 12,0 |
| Относительное сужение ψ, не менее | 50,0 | 50,0 | 50,0 | 50,0 | 45,0 |
| Ударная вязкость, Дж/см2 (кг см/см2) KCU, не менее | 69,0 (7) | 69,0 (7) | 69,0 (7) | 69,0 (7) | 69,0 (7) |
| KCV, при –60 °С | 39,2 (4) | 39,2 (4) | 39,2 (4) | 39,2 (4) | 39,2 (4) |
Забойные гидравлические двигатели для реконструкции и восстановления скважин
Винтовые забойные двигатели
Винтовые забойные двигатели (ВЗД) Д-85; Д-105, Д-106 и ДР-106 предназначены для бурения скважин, в том числе боко- вых стволов, и проведения ремонтно-восстановительных работ в эксплуатационных колоннах с использованием в качестве рабочей жидкости технической воды или бурового раствора плотностью не более 1,3 г/см3 при забойной температуре не более 100°. Двигатели хорошо зарекомендовали себя во многих регионах России и по отзывам потребителей имеют наработку на отказ до 300 ч.
Для бурения прямых участков скважин используется двига- тель Д-106, в котором торсион размещен внутри ротора, что со- кращает длину и массу двигателя. Для наклонно направленного бурения применяют двигатель ДО-106 – вариант с жестким кри- вым переводником или ДР-106 – с регулируемым на буровой кривым переводником. Для повышения долговечности опорные поверхности кривых переводников имеют «пятку», армирован- ную твердосплавными зубками. Двигатели могут комплектовать- ся рабочими органами с различной заходностью. Исходя из кон- кретных условий бурения и типа породоразрушающего инстру- мента выбирается рабочая пара с требуемой частотой вращения.
По принципу действия винтовой забойный двигатель пред- ставляет собой планетарно-роторную гидромашину объемного типа с внутренним косозубым зацеплением рабочих органов. Основные детали двигателя – статор и ротор.
Статор выполнен в виде стального корпуса с концевыми резьбами, к расточке которого привулканизована резиновая обкладка, имеющая на внутренней поверхности винтовые зу- бья левого направления.
Стальной ротор имеет наружные винтовые зубья также левого направления, число которых на единицу меньше, чем у статора. Ось ротора смещена относительно статора на величи- ну эксцентриситета, равную половине