Главная  Переработка нефти и газа 

Скачать эту книгу

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70 71 72 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 100 101 102 103 104 [ 105 ] 106 107 108 109 110 111 112 113 114 115 116 117 118 119 120 121 122

вращение штангового элеватора вместе с вкладной серьгой относительно элеватора. По этим причинам для подвески штангового элеватора к талевому блоку не требуется ни вспомогательного (промежуточного) штропа, ни штангового малогабаритного крюка с осевым подшипником, а достаточно иметь на талевом блоке элеватор типа ЭТА-П. Понятно, что монтаж и демонтаж штангового элеватора КОИШ на рабочем месте производится просто путем установки и съема вкладной серьги в серийный захватный узел ЭТА-П.

2. Устьевой подкомплекс для посадки колонны штанг состоит из корпуса, на верхнем торце которого выполнено коническое гнездо-седло. В это седло садится откидная вилка с подхваченной штангой. Кроме того, на торце корпуса размещены упоры для фиксации стопорного ключа. К корпусу прикреплен кронштейн со столиком для укладки штанговых ключей. Столик может быть ориентирован относительно рабочего места в нужном положении.

Отметим такое отличие КОИШ от обычной двухэлеваторной технологии СНО, при которой оператор в одной руке держит стопорный ключ, а в другой - ведущий штанговый. При помощи КОИШ работа по свинчиванию-развинчиванию, а также закреплению-раскреплению резьбового соединения может выполняться путем прикладывания к рукоятке ведущего ключа полной физической возможности работающего, так как его рука свободна от стопорного ключа, который в данном случае зафиксирован относительно корпуса. Последнее обстоятельство дает возможность обеспечивать докрепление резьбовых соединений штанг с рекомендованными моментами затяжки, составляющими около 47 кг-м для штанг диаметром до 19 мм и 77 кг-м -для штанг диаметром 22 мм и более.

Основное преимущество КОИШ по сравнению с двухэле-ваторной традиционной технологией СПО - повышение качества сборки штанговой колонны путем затяжки ее резьб надлежащими крутящими моментами.

3. Подкомплекс для герметизации устья в случае опасности нефтегазопроявлений. Он совмещен с корпусом устройства, в котором установлено герметизирующее седло со специальной резьбой с крупным шагом. Герметизация комплекса осуществляется путем установки пробки с уплотнительным элементом в корпус, где она фиксируется резьбой, для чего достаточно завернуть пробку на 2-3 оборота. Пробка может быть установлена при наличии в НКТ штанг, а также при их отсутствии. Кроме того, если НКТ свободна от штанг, пробка может быть установлена или снята вручную, без талевого меха-

низма, например при поломке или отсутствии подъемного агрегата.

4. Подкомплекс включает набор вспомогательных принадлежностей и инструментов, а именно:

монтажно-демонтажный шток, предназначенный для монтажа и демонтажа сальникового штока с канатной подвеской;

подкладная вилка для монтажно-демонтажных работ;

узел герметизирующей пробки для перекрытия устья НКТ (см. п. 3);

В промысловой практике часто встречаются случаи подъема труб, заполненных жидкостью. При этом скважинная жидкость изливается на устье, загрязняя рабочее место у устья, окружающую среду, затрудняя ремонтные работы, особенно в зимнее время. Вместе с тем бывают случаи, когда по тем или иным причинам невозможно восстановить циркуляцию жидкости в скважине.

Для решения этих проблем находит применение специальный инструмент для ремонта скважин - скважинный пробойник для НКТ типа ОСА конструкции Вагапова (рис. 9.23)

(табл. 9.9).

Пробойник предназначен:

для сообщения полости труб с забоем скважины путем пробивки стенки НКТ без использования в подземном оборудовании дополнительных устройств, таких как разрушаемые болты и диафрагмы, управляемые и съемные клапаны и др.;

для резки прихваченной в скважине колонны НКТ.

Позволяет:

восстановить циркуляцию жидкости в скважине в практике ремонта освоения скважин;

обеспечить глушение скважины в случае, когда невозможно создать циркуляцию другими методами;

предотвратить случаи подъема труб с жидкостью и тем самым защитить персонал от излива пластовой жидкости на устье, выделения сероводорода и других веществ;

повысить производительность, культуру производства, безопасность труда при ремонте скважин, снизить загрязнение окружающей среды;

быстро, безопасно и качественно осуществлять резку труб НКТ в скважине.

Инструмент выпускается в двух модификациях:

свободного сбрасывания или с использованием канатной техники с приводом от столба жидкости (см. рис. 9.23, а);

опускаемый на штангах (см. рис. 9.23, б).

В колонну НКТ сбрасывается, опускается на проволоке или

Рис. 9.23. Пробойник для НКТ с приводом от столба жидкости {t) и пробойник для НКТ веса штанговой колонны ( •): а: 1 - корпус; 2 - поршень с наконечником; 3 - камера высокого давления; 4 - шток; 5 - атмосферная камера; 6 -штифт срезной; 7 - толкатель; 8 - цилиндр привода; 9 - поршень привода; 1 0 -камера; 11 - груз-упор; 1 2 -заглушка; б: 1 - насосная штанга; 2 - муфта; 3 - толкатель; 4 - крышка; 5 -фиксатор; 6 - штифт срезной; 7 - втулка; 8 - направляющая; 9 - шток; 10 -сальник; 11 - камера высокого давления; 12 - наконечник; 1 3 - поршень; 1 4 -цилиндр; 1 5 - груз-упор; 1 6 - канал гидравлический; 17 - уплотнительное кольцо