Разработка конструкции устройства для исследования скважин

Консольный отклонитель ОК имеет то же назначение, что и отклонитель рычажный, но применяется в сильно искривленных скважинах.

Спускной инструмент ИСК предназначен для спуска в скважину газлифтных клапанов.

В кожухе просверлено по касательной два отверстия, в которые вставляются срезные латунные штифты. С их помощью спускаемое устройство фиксируется в кожухе спускного инструмента.

После посадки их в скважинной камере или ниппеле латунные штифты срезаются за счет удара, производимого яссом вверх, и спускной инструмент извлекается на поверхность.

Инструмент ИС предназначен для спуска и установки в месте посадки скважинного оборудования (клапанов-отсекателей, глухих пробок и т.п.) с замками типов 1ЗК и ЗНЦВ.

Инструмент входит в комплект инструмента ИКПГ.

Подъемный инструмент ИЦ предназначен для захвата и извлечения газлифтных клапанов и т. д., зафиксированных в посадочном кармане скважинной камеры или ниппеле.

Инструмент подъема ИПЗ служит для подъема зафиксированного в ниппеле клапана-отсекателя с замками типов 13К, ЗНЦВ и ЗНЦВ1.

Толкатель в соответствии с рисунком 1.24 предназначен для управления циркуляционным механическим клапаном КЦМ, разъединителем колонн РК и телескопическим соединением СТ2 и СТ2Г , в которых для толкателя предусмотрены канавки с буртами.

1 - плашки; 2 - башмак; 3 - пружина; 4- шток; 5- штифт срезной; 6- головка; 7- корпус; 8- опора; 9- ограничитель

Рисунок 1.24. Толкатель

В зависимости от положения бурта толкатель спускается переводником вниз или вверх.

Толкатель спускается при помощи канатной техники.

В кожухе просверлено по касательной два отверстия, в которые вставляются срезные латунные штифты. С их помощью спускаемое устройство фиксируется в кожухе спускного инструмента.

После посадки их в скважинной камере или ниппеле латунные штифты срезаются за счет удара, производимого яссом вверх, и спускной инструмент извлекается на поверхность. [5]

При проходе сужений плашки толкателя сближаются к центру, заходя в выточку, и раздвигаются в ней под действием пружины, после чего ударами ясса управляемый элемент передвигается в нужном направлении.

Отсоединение толкателя происходит при упоре головки плашки 1 в неподвижный элемент управляемого оборудования. Для извлечения толкателя при прихватах, а также при необходимости возврата через вышерасположенные элементы, управляемые тем же толкателем, ударом ясса срезается штифт 5 и при подъеме штока 4 корпус 7 надвигается на плашки и сдвигает их к центру.

Для отсоединения разъединителя колонны РК толкатель спускается с ограничителем 9 для предохранения от произвольного открытия уравнительного клапана глухой пробки.

Предохранитель ПКА предназначен для защиты посадочного ниппеля клапана-отсекателя и опрессовки трубки управления в комплексе КУСА.

Клапаны извлекаются также с помощью канатной техники.

Для этого в скважину спускается экстрактор, который, попадая в эксцентричную камеру, после последующего небольшого подъема ориентируется там направляющей втулкой в плоскости посадочной камеры клапана.

После ориентации экстрактора его звенья под действием пружин переламываются в сочленениях так, что становятся в положение перед ловильной головкой клапана.

Захватное пружинное приспособление на конце экстрактора при посадке на ловильную головку клапана захватывает ее и при подъеме вырывает сам клапан из посадочной камеры.

Арматура, устанавливаемая на устье газлифтных скважин, аналогичная фонтанной арматуре и имеет то же назначение - герметизацию устья, подвеску подъемных труб и возможность осуществления различных операций по переключению направления закачивания газа, операций по промывке скважины и пр.

На газлифтных скважинах часто используется фонтанная арматура, остающаяся после фонтанного периода эксплуатации, но обычно применяется специальная упрощенная и более легкая арматура, поскольку возможные неполадки в ней не угрожают открытым фонтаном.

Часто арматуру приспосабливают для нагнетания газа либо только в межтрубное пространство, либо в центральные трубы.

Когда эксплуатация газлифтных скважин сопровождается интенсивным отложением парафина, арматура устья дополнительно оборудуется лубрикатором, через который в НКТ вводится скребок, спускаемый на проволоке для механического удаления парафина с внутренних стенок труб.

Для замены газлифтных клапанов в эксцентричных камерах или установки вместо газлифтных клапанов просто заглушек, не прибегая при этом к глушению или остановке скважины, на устье скважины устанавливается специальное оборудование устья газлифта ОУГ-80Х350 с проходным диаметром 80 мм и рассчитанное на давление 35 МПа, представляющее собой лубрикатор особой конструкции (в соответствии с рисунком 1.25. )

На фланец верхней крестовины 1 газлифтной арматуры или на фланец буферной задвижки устанавливается малогабаритный перекрывающий механизм - превентор 2 с ручным приводом, имеющий эластичные (резиновые) уплотняющие элементы, с помощью которых можно перекрыть скважину даже в том случае, когда в ней остается проволока.

На превентор с помощью быстросъемных соединений крепятся секции лубрикатора 3, на верхнем конце которого имеется сальник 4 для пропуска проволоки 5 или тонкого каната и ролик 6.

Внизу арматуры укрепляется натяжной шкив 7, через который канатик направляется на барабан лебедки с механическим приводом.

Параллельно лубрикатору крепится небольшая съемная мачта 8 с полиспастом 9 для облегчения поднятия и сборки лубрикатора и ввода в него необходимого инструмента или извлечения поднятых клапанов.

Натяжной шкив связан механически с датчиком 10, преобразующим силу натяжения канатика в электрические сигналы, передаваемые по кабелю 11 на индикаторное устройство.

Датчик показывает натяжение канатика и дает информацию о захвате и извлечении газлифтного клапана из посадочной камеры. Вообще при использовании канатной техники по натяжению канатика можно судить о проводимых операциях на глубине.

Рисунок 1.25. Устьевой лубрикатор для спуска и подъема газлифтныхклапанов с помощью канатной техники

В связи с этим точности определения натяжения канатика, предотвращению его обрыва придается особое значение при использовании канатной техники.

В качестве привода для барабана лебедки используется гидравлический двигатель для более точного и плавного осуществления этих операций. [5]

Газлифтные клапаны устанавливаются и извлекаются с помощью гидравлической лебедки, смонтированной в кузове микроавтобуса, либо на специальной раме, переносимой вертолетом при использовании на заболоченных территориях.

Агрегат смонтирован на шасси автомобиля УАЗ-452 и состоит из масляного насоса с приводом от двигателя автомобиля, двухскоростной лебедки с приводом от гидродвигателя, системы гидрооборудования, включающей клапанные и золотниковые устройства, а также гидросистему управления лебедкой. Перед оператором в кабине установлены индикатор натяжения проволоки и указатель глубины.Гидродвигатель лебедки может работать как насос в режиме торможения и может быть полностью остановлен перекрытием соответствующих клапанов.

Агрегат применяется для работ по установке и извлечению газлифтных клапанов в скважинах глубиной до 4600 м при диаметре проволоки до 2,5 мм, а также для спуска измерительных приборов при исследовании скважин глубиной до 7000 м с проволокой 1,8 мм. Скорость подъема инструмента регулируется от 0,2 до 16 м/с. Номинальная мощность гидродвигателя лебедки ~ 27,2 кВт. Гидронасос масляный шестеренчатого типа развивает давление до 13 МПа при подаче 0,0025 м3/с (150 л/мин). Секции лубрикатора изготавливаются из насосно-компрессорных труб, рассчитанных на давление большее, чем на устье скважины.Трубы выбираются такого диаметра, чтобы можно было обеспечить прием всех инструментов, спускаемых или поднимаемых на проволоке.Длина каждой секции 2,5 м. Они соединяются между собой быстросборными соединениями с резиновыми уплотнительными кольцами. Для удобства и безопасности ведения работ стараются уменьшить число секций до минимума, при этом общая длина их должна обеспечивать прием самого длинного набора спускаемых в скважину инструментов. [1]

Для соединения превентора с лубрикатором и нижним патрубком предусмотрены быстросборные соединения со стволовой задвижкой арматуры.

1.8 Лубрикатор устьевой скважинный Л 65х14, ЛУ 65х21, ЛС 65х35, 70 МПа

Лубрикатор предназначен для герметизации устья скважины при спуске в нее глубинных приборов или инструментов.

В лубрикаторе применено двухступенчатое сальниковое уплотнение с возможностью замены рабочего сальника под давлением.

Имеется устройство для контроля давления и слива продукта. [23]

Технические характеристики

Рабочее давление, МПа

от 21 до 70

Диаметр

скребковой проволоки ,мм

под кабель

от 1,8 до 2,5

от ш6,3 мм

Сальниковое уплотнение

2-х ступенчатое

Высота, мм

по заказу потребителя

а также возможно изготовление лубрикаторов из двух составных частей - предназначенные для более удобной транспортировки.

Предельные значения температуры:

- окружающего воздуха: от плюс 40 °С до минус 40 °С

- скважинной жидкости: не более плюс 100 °С

Коррозионно-стойкое исполнение - К2.

Лубрикатор скважинный применяется для герметизации устья скважины при спуске приборов для проведения гидродинамических геофизических исследований нефтяных и газовых скважин.

Лубрикатор оборудован устройством для контроля давления и слива продукта.

В лубрикаторе применено как одноступенчатое, так и двухступенчатое сальниковое уплотнение с возможностью замены рабочего сальника под давлением.

Дополнительная комплектация Площадка для обслуживания и установки лубрикатора Электронный счетчик положения и скорости. [23]

2. Специальная часть

2.1 Анализ авторских свидетельств

Авторское свидетельство № 2289674

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, а именно к устройствам, обеспечивающим проведение геофизических исследований и работ в нефтяных и газовых скважинах приборами и инструментами на кабеле и проволоке.

Известен лубрикатор, содержащий уплотнительное устройство для контактной герметизации каротажного кабеля, включающее корпус с установленными в нем контактным уплотнителем и нажимной втулкой, взаимодействующей с резьбовой втулкой (Ю.В.Зайцев и др. «Освоение и ремонт нефтяных и газовых скважин под давлением». М.: Недра, 1982, стр.167-168).

Такая конструкция уплотнительного устройства позволяет герметизировать гибкий элемент (каротажный кабель или скребковую проволоку) в процессе проведения спуско - подъемных операций глубинных приборов в нефтяных и газовых скважинах при избыточном давлении на устье.

В известном устройстве герметизация создается предварительным поджимом уплотнителя, подтяжкой резьбовой втулки и передачей усилия затяжки на уплотнитель через нажимную втулку.

Недостатком такого устройства является то, что изменение степени воздействия уплотнителя на гибкий элемент для снижения утечек скважинного флюида можно выполнить только при непосредственном доступе оператора к резьбовой втулке. Это весьма сложно выполнить, особенно при большой высоте лубрикатора или при работе на скважинах, продукция которых содержит токсичные компоненты, такие как сероводород.

Известен лубрикатор с устройством для контактной герметизации гибкого элемента, содержащим корпус с размещенными в нем контактным уплотнителем и нажимной втулкой, взаимодействующей с подпружиненным поршнем, установленным в гидроцилиндре, закрепленном на корпусе (Ю.В.Зайцев и др. «Освоение и ремонт нефтяных и газовых скважин под давлением». М.: Недра, 1982, стр.167-168). Такое устройство позволяет обеспечить дистанционное регулирование нагружения уплотнителя подачей давления в полость гидроцилиндра.

Недостатком описанного данного устройства является то, что для его работы постоянно требуется наличие источника высокого давления жидкости, например ручного плунжерного насоса, и линии для соединения источника высокого давления с гидроцилиндром.

Известен также лубрикатор, содержащий устройство для контактной герметизации гибкого элемента, включающее корпус с размещенными в нем контактным уплотнителем и нажимной втулкой, взаимодействующей с подпружиненным поршнем, установленным в гидроцилиндре, который закреплен на корпусе; гидроцилиндр дополнительно снабжен резьбовой втулкой, установленной с возможностью взаимодействия с подпружиненным поршнем («General products catalog Hydrolex Inc. Easter Oil Tools Ptc. Ltd», стр.7). Данное устройство обеспечивает нагружение уплотнителя либо за счет предварительной подтяжки резьбовой втулки, либо путем подачи давления в гидроцилиндр, т.е. реализуется возможность универсального применения одного устройства вместо двух ранее упомянутых.

Недостатком данного устройства является то, что при предварительном нагружении уплотнителя с помощью резьбовой втулки происходит одновременное перемещение подпружиненного поршня устройства, что уменьшает рабочий ход подпружиненного поршня и резко снижает эффективность уплотнителя при дистанционном нагружении.

Таким образом, в известных конструкциях лубрикаторных установок не представляется возможным при проведении спуско-подъемных операций компенсировать износ уплотнительного элемента за счет его предварительного сжатия. Это приводит к ухудшению экологической обстановки за счет повышенной утечки скважинного флюида в атмосферу, создает необходимость превентивной замены уплотнителя, имеющего небольшой износ, до начала скважинных работ.

Сущностью изобретения является повышение надежности уплотнения гибкого элемента в лубрикаторе, снижение утечек скважинного флюида, уменьшение расхода уплотнительных элементов.

Это достигается тем, что уплотнительное устройство для контактной герметизации гибкого элемента лубрикатора выполняется в виде конструкционного узла, содержащего контактный уплотнитель, нажимную втулку, подпружиненный поршень, установленный в гидроцилиндре, и резьбовую втулку, причем подпружиненный поршень выполнен в виде перевернутого стакана с резьбовой втулкой в качестве дна, который одет на закрепленный в нижней части гидроцилиндра упор уплотнителя, размещенного в полости стакана, в результате чего обеспечивается возможность осуществления поджима уплотнителя резьбовой втулкой или нагружение его при помощи подпружиненного поршня независимо друг от друга, что в конечном счете позволяет осуществлять предварительную компенсацию износа уплотнителя в широких пределах без ограничения хода подпружиненного поршня.

При таком выполнении устройства поджим уплотнителя резьбовой втулкой или нагружение его при помощи подпружиненного поршня осуществляется независимо друг от друга, в связи с чем можно осуществлять предварительную компенсацию износа уплотнителя в широких пределах без ограничения хода подпружиненного поршня. Кроме того, такая конструкция существенно облегчает замену уплотнителя, для чего необходимо лишь вывернуть из верхней части подпружиненного поршня резьбовую втулку, извлечь нажимную втулку и уплотнитель.

При работе уплотнительного устройства в процессе обеспечения герметизации гибкого элемента за счет нагружения уплотнителя при помощи подпружиненного поршня нагрузка на уплотнитель создается при минимальном трении о стенки корпуса, поскольку уплотнитель, размещенный в самом подпружиненном поршне, не имеет сколь нибудь существенного перемещения по отношению к внутренней стенке подпружиненного поршня. Зона максимального сжатия уплотнителя, которая обеспечивает герметизацию гибкого элемента, создается в нижней его части на контакте с упором гидроцилиндра, т.е. со стороны действия скважинного флюида. При этом силы трения перемещения уплотнителя относительно стенки подпружиненного поршня и относительно герметизируемого элемента направлены в противоположные стороны, что снижает неравномерность контактных давлений между уплотнителем и гибким элементом. Это увеличивает износостойкость и герметичность уплотнителя, а также снижает сопротивление при движении гибкого элемента. При снятии нагрузки с подпружиненного поршня снижением управляющего давления обеспечивается более надежная разгерметизация уплотнителя, который перемещается под действием скважинного флюида. Одновременно обеспечивается образование зазора между гибким элементом и уплотнителем за счет расклинивающего действия скважинного флюида. Это исключает эффект самозапирания (схлопывания) уплотнителя под действием высокого давления скважинного флюида. Такое явление имеет место при работе с известными уплотнительными устройствами на скважинах с высоким избыточным давлением на устье.

Таким образом, использование предлагаемого технического решения позволяет значительно повысить эффективность работы в устройствах для контактной герметизации гибкого элемента.

Изобретение было реализовано при изготовлении и испытании лубрикатора в полевых условиях для исследования нефтяных и газовых скважин.

На чертеже представлена схема устройства в разрезе.

Устройство состоит из гидроцилиндра 1 с радиальным отверстием 2. В гидроцилиндре 1 установлен упор 3, на который одет подпружиненный поршень 4, выполненный в виде стакана, подпираемого снизу пружиной 5. В полости 6 подпружиненного поршня 4 установлен уплотнитель 7 гибкого элемента 8, нажимная втулка 9 и резьбовая втулка 10. Резьбовая втулка 10 является дном стакана, запирающим полость 6. Между гидроцилиндром 1 и поршнем 4 имеется кольцевая щель 11, которая сообщена со штуцером 12, закрепленным в стенке гидроцилиндра 1. На гидроцилиндре 1 установлен поворотный кронштейн 13, снабженный подшипниками 14 и 15. Поворотный кронштейн 13 зафиксирован от осевого перемещения вверх с помощью кольца 16. На кронштейне 13 установлена стойка 17 с поворотным блоком 18 и ограничителем 19. В нижней части гидроцилиндра 1 имеется накидная гайка 20 для закрепления устройства на трубах камеры лубрикатора (не показана).

Работа устройства заключается в следующем.

Устройство монтируется на верхней трубе камеры лубрикатора при помощи накидной гайки 20. Уплотнитель 7 с пропущенным через устройство гибким элементом 8 предварительно нагружается резьбовой втулкой 20. При этом создается нагрузка на уплотнитель 7 через нажимную втулку 9, обеспечивающую поджатие уплотнителя 7 и выборку зазора между уплотнителем 7 и гибким элементом 8. После установки устройства на трубах камеры лубрикатора при помощи накидной гайки 20 и пропуска уплотняемого элемента 8 через поворотный блок с ограничителем 19 производят выравнивание давления в камере лубрикатора и в скважине, после чего выполняют спуск прибора, подвешенного на кабеле или проволоке 8, в скважину. В процессе спуска прибора в случае повышенного пропуска скважинной среды через зазор между уплотнителем 7 и уплотняемым элементом производится поджим поршня 4 рабочей жидкостью через штуцер 12 и кольцевую щель 10. Поршень 4, двигаясь вниз, перемещает вместе с собой резьбовую втулку и нажимную втулку 9, которая обеспечивает деформирование уплотнителя 7 на контакте с упором 3. Деформация уплотнителя 7 обеспечивает перекрытие зазора между уплотнителем 7 и уплотняемым элементом 8 в нижней части уплотнителя 7, что приводит к сокращению пропусков скважинной среды.

Поворотный блок 18, установленный на поворотном кронштейне 13 с подшипниками 14 и 15, является самоустанавливающейся опорой уплотняемого элемента 8 и предотвращает последний от износа при проведении спуско-подъемных операций. После спуска прибора на заданную глубину давление рабочей жидкости в кольцевой щели 11 увеличивают. Это вызывает дальнейшее опускание поршня 4 вниз и обеспечивает полную деформацию уплотнителя 7, который перекрывает зазор между уплотняемым элементом 8 и уплотнителем 7 и обеспечивает полное перекрытие утечек скважинной среды в атмосферу.

Перед началом движения уплотняемого элемента 8 давление в кольцевой щели 11 снижают стравливанием рабочей жидкости через штуцер 12. При этом поршень 4 под действием пружины 5 поднимается вверх, что прекращает силовое воздействие поршня 4 на уплотнитель 7, который расклинивается скважинной средой, освобождая уплотняемый элемент 8. Радиальное отверстие 2 обеспечивает свободный выход или вход воздуха при перемещении поршня 4 в корпусе 1.

При отсутствии необходимости полной ликвидации утечек скважинной среды в процессе проведения работ можно ограничиться предварительным поджатием уплотнителя 7, резьбовой втулкой 10 без применения в дальнейшем гидравлического управления.

Технический результат выражается в повышении надежности уплотнения гибкого элемента в лубрикаторе, снижении утечек скважинного флюида, уменьшении расхода уплотнительных элементов.



Рисунок 2.3.Начальное положение премной камеры

Формула изобретения

Лубрикатор для исследования нефтяных и газовых скважин, состоящий из превентора, приемной камеры и устройства для контактной герметизации гибкого элемента (каротажного кабеля или скребковой проволоки), содержащий уплотнитель, нажимную втулку, подпружиненный поршень, установленный в гидроцилиндре, и резьбовую втулку, отличающийся тем, что подпружиненный поршень выполнен в виде перевернутого стакана с резьбовой втулкой в качестве дна, надетого на закрепленный в нижней части гидроцилиндра упор уплотнителя, размещенного в полости стакана, в результате чего обеспечивается возможность осуществления поджима уплотнителя резьбовой втулкой или нагружение его при помощи подпружиненного поршня независимо друг от друга, что в конечном счете позволяет осуществлять предварительную компенсацию износа уплотнителя в широких пределах без ограничения хода подпружиненного поршня.

Авторское свидетельство № 37148

Геофизическое оборудование для герметизации устья эксплуатационных скважин при проведении геофизических исследований и работ под давлением, состоящее из секционной камеры, уплотнительного устройства, кабельного превентора и сигнализирующего устройства, отличающееся тем, что обладает высокой надежностью, малой металлоемкостью и наличием не менее двух типов уплотнительных устройств: контактного и газодинамического, имеет в своем составе грузозахватное приспособление для монтажа - демонтажа лубрикатора на фонтанную арматуру с помощью геофизической вышки.

Установка лубрикаторная геофизическая УЛГ 65х14.

Полезная модель относится к геофизическому оборудованию для геофизических исследований и работ в эксплуатационных скважинах с избыточным давлением на устье. Оборудование позволяет выполнить спуск и подъем различных скважинных приборов и устройств при геофизических исследованиях в скважинах под давлением.

Известны конструкции отечественных и зарубежных лубрикаторных установок, описанных в книге « Освоение и ремонт нефтяных и газовых скважин под давлением», авторы Ю.В. Зайцев и др. М. Недра, 1982. В качестве прототипа выбрана лубрикаторная установка, разработанная трестом «Союзгазгеофизика» и демонтированная на ВДНХ СССР в 1983г.

Недостатками оборудования прототипа являются:

- отсутствие устройства, предотвращающего падение прибора в скважину;

- отсутствие контактного уплотнительного устройства.

Отличительной особенностью предлагаемой полезной модели является высокая надежность, наличие многофункциональных уплотнительных устройств, обеспечивающих герметизацию устья скважин при проведении геофизических исследований и работ в скважине, малая металлоемкость конструкции при достаточной механической прочности, простота обслуживания, наличие сигнализирующего устройства, предотвращающего падение прибора в скважину в случае аварийной ситуации - отрыва прибора от кабеля в камере лубрикатора.

Рисунок 2.4. Установка лубрикаторная геофизическая УЛГ 65х14.

В состав лубрикаторной установки входят : секционная камера 3, уплотнительное устройство 7, кабельный превентор 8 и сигнализирующее устройство 6 с манометрическим краном 9. Уплотнительное устройство 7 крепится к верхней части секционной камеры быстросоединяющей гайкой. К нижней части секционной камеры быстросоединяющей гайкой крепится сигнализирующее устройство 6. Кабельный превентор 8 быстросоединяющей гайкой соединен с сигнализирующим устройством 6. Секционная камера является связующим звеном между сигнализирующим устройством 6 и уплотнителем устройством 7, предназначается для размещений в ней геофизических приборов (перфораторов) с грузами. Секционная камера состоит из заменяемых труб разной длины, с помощью которых можно изменять размер секционные камеры в зависимости от давления на устье скважины и высоты фонтанной арматуры. Превентор кабельный предназначен для гирметизации устья скважины с находящимся в ней геофизическим кабелем с прибором (перфоратором) и грузами, с целью предотвращения утечки газа и проведения ремонтных работ в лубрикаторной установки.

3. Расчетный раздел

3.1 Расчет корпуса лубрикатора, находящийся под действием внутреннего давления газа

Для спуска или подъема на проволоке или канате инструментов, применяемых при посадке и извлечении газлифтных клапанов, применяют специальную установку для проведения скважинных работ, смонтированную на шасси автомобиля.

Лубрикатор скважинный применяется для герметизации устья скважины при спуске приборов для проведения гидродинамических геофизических исследований нефтяных и газовых скважин. Лубрикатор оборудован устройством для контроля давления и слива продукта. В лубрикаторе применено как одноступенчатое, так и двухступенчатое сальниковое уплотнение с возможностью замены рабочего сальника под давлением. Технические характеристики

Рабочее давление, МПа от 21 до 70 МПа Диаметр скребковой проволоки ,мм от 1,8 до 2,5, а также под кабель от ш6,3 мм Сальниковое уплотнение 2-х ступенчатое Высота, мм по заказу потребителя Возможно изготовление лубрикаторов из двух составных частей - предназначенные для более удобной транспортировки.

Корпус, состоящий из проушины - 1, бобышки - 2 , втулки - 3, цилиндрического стакана - 4 и фланца - 5, находится под действием избыточного внутреннего газа р равно 21 МПа.

Таблица 3.1 - Технические характеристики

Наименование параметра	Значение
Рабочая среда	Нефть и вода
Рабочее давление, МПа	21
Способ управления	Ручной
Класс герметичности по ГОСТ 9544 -2005	А
Рабочий диапазон температур окружающей среды	От -40 °С до +40 °С
Предельное значение температуры скважинной жидкости	Не более +100°С
Масса, кг	34

Коэффициент запаса прочности выбираем равным 3,8. Тогда допускаемое напряжение для стали 35 при расчете данного корпуса будет равно Диаметр цилиндрического стакана Dв равен 72мм, длина равна 2000мм. Рабочая температура в корпусе превышает 100.

Определить толщину стенки корпуса. Предел прочности при растяжении в для стали 35 по данным таблицы 3.2 принимаем равным 500 МПа.

Таблица 3.2 - Пределы прочности при растяжении тонколистовой и горячекатаной толстолистовой сталей

Марка стали	в, МПа
0.8	275-370
10	275-410
15	315-440
20	340-490
25	390-540
30	440-590
35	490-635
45	540-685
50	540-735

Таблица 3.3 - Коэффициенты запаса прочности для труб

Виды труб	Коэффициенты запаса прочности
	в	т
Бесшовные трубы	3,8	1,7
Трубопроводы	4,0	1,8

Толщину стенок корпуса лубрикатора находят по формуле

= + с , ( 3.1 )

= = 0,0047 м.

где - внутреннее давление газа в корпусе;

- внутренний диаметр цилиндрического стакана;

[] - допускаемое напряжение при растяжении для материала стенки корпуса;

- коэффициент прочности;

с - прибавка на коррозию к толщине стенки корпуса.

Толщина стенки корпуса по формуле (3.1) будет равна (без учета прибавки на коррозию)

Принимаем ее равной 5мм.

Таблица 3.4 - Значения модуля продольной упругости и коэффициента Пуассона для некоторых материалов (при температуре ±40)

Наименование материала	Модуль продольной упругости, МПа	Коэффициент Пуассона
Сталь: углеродистая легированная	(2-2,1)	0,24-0,28
	2,1	0,25-0,30
Чугун серый, белый, ковкий	(0,8-1,6)	0,23-0,27
Латунь	(0,9-1,1)	0,32-0,42
Алюминиевые сплавы	(0,7-0,72)	0,32
Дюралюминий катаный	0,71	0,32-0,34

Для стали по таблице 1.8 принимаем модуль продольной упругости Е=2 Па, коэффициент Пуассона = 0,3.

Наружное давление, при котором теряется устойчивость корпуса лубрикатора, называют критическим. Оно зависит от геометрической формы, размеров и от физических свойств материала корпуса .

Стакан корпуса подразделяется на длинные и короткие. В качестве критерия для сравнения служит критическая длина стакана корпуса, рассчитываемая по формуле

L кр = 4,644, (3.2 )

L кр = 4,644= 12,7 м.

где - радиус стакана корпуса;

- толщина стенки оболочки;

- коэффициент Пуассона материала стакана корпуса.

Критическая длина сосуда по формуле (2) равна

В упругой стадии критическое давление зависит не от прочности материала, а от модуля упругости и коэффициента Пуассона, критическое давление находим по формуле

N = 1 + , ( 3.3 )

N = 1 + = 21МПа;

 кр = + , ( 3.4 )

кр = + = 49603 +

+ 457876,43 = 19738271 Па = 19,74 МПа;

Рабочее давление принимают в несколько раз меньше критического

= , ( 3.5)

= = 20,88МПа21 МПа;

где - коэффициент, называемый запасом устойчивости.

При запасе устойчивости = = 0,91 находим

Отсюда заключаем, что выбранная толщина стенки корпуса удовлетворяет условиям работы.

3.2 Расчет и конструирование фланцевых соединений

Рассчитать фланцевое соединение крышки с корпусом лубрикатора. Внутренний диаметр корпуса равен 72мм. Давление в корпусе не превышает р равно 21 МПа, а температура не более 200.Толщина стенки фланца 26 мм. Исходя из справочных данных ГОСТ12820 - 80, ориентировочно принимаем: внутренний диаметр фланца 80мм; наружный диаметр привалочной поверхности 124мм; диаметр болтовой окружностиб равен 190мм; толщину фланца принимаем 50мм; размер выступа привалочной поверхности 20мм; толщину прокладки п 10 мм; диаметр болта равным 30мм.

Таблица 3.5 - Параметры и характеристики прокладок

Характеристики прокладок	Коэффициент давления	Посадочное напряжение, МПа
Резина без ткани -мягкая -твердая	0,5 1,0	0 13,5
Металлическая -алюминий -медь -сталь Ст1	4,0 4,75 5,5	60 90 120

Фланцевые соединения при рабочих параметрах давления и температуры должны позволять быструю и многократную разборку и сборку. Поверхность фланца, предназначенная для соприкосновения с прокладкой, называется привалочной. Она обычно выступает над плоскостью фланца.

Значение прокладки заключается в том, чтобы уплотнить зазор между привалочными поверхностями и воспрепятствовать утечке жидкости или газа через этот зазор.Прокладка должна быть достаточно эластичной, чтобы при минимальном сжатии надежно уплотнять соединение и сохранять герметичность при деформации привалочных поверхностей, вызываемой затягом болтов; не изменять своей эластичности во время эксплуатации; не портить привалочные поверхности.

В результате сжатия в прокладках возникает напряжение, минимально необходимая величина, которого называется посадочным напряжением (принимается по таблице 3.5)

Расчет фланцевого соединения включает расчет количества болтов с учетом их прочности и расчет толщины фланцев, которые проводят на условное давление (принимается в зависимости от заданного рабочего давления). Для проведения расчета количества болтов требуется конструктивный выбор формы и материала прокладки.

Из этих данных находим геометрическую ширину прокладки

b = 0,5

Принимаем привалочные поверхности плоскими с двумя рисками. Приведенная и эффективная ширина прокладки соответственно будут равны

b? = 0,5 b0= 2,48

Расчетный диаметр прокладки , таким образом , будет равен

= 12428,225 .

В качестве прокладочного материала выбираем мягкую резину (выше 75 по Шору) из таблицы 1.9,находим коэффициент удельного давления ( = 1) и посадочное напряжение (1,35МПа).

Нагрузка на болты от давления определяем по формуле (3.6)

Нагрузка на болты от затяжки определяем по формуле (3.7)

Болты будем изготовлять из стали 30. При значении предела прочности

болтов, равного примерно 450МПа, допускаемое напряжение будет равно

[] = 69 МПа.

Допускаемая нагрузка на один болт определяем по формуле (3.8)

Количество болтов определяем по формуле (3.9)

= = 8

Количество болтов из условия надежного сжатия прокладки, т.е. расположения их по болтовой окружности на расстоянии четырех диаметров

= = 8,282

Принимаем количество болтов, равное 8.

Фланцы изготовляем из стали Ст3, для которой можно принять [] = 80МПа. Тогда толщина фланца по формуле (3.10)

= = 47,876мм.

Толщину фланца окончательно принимаем равной 50 мм.

4. Безопасность и охрана труда

4.1 Причины и характер возникновения осложнений при канатных работах

Основное требование, предъявляемое к комплекту канатной техники,- это безотказность выполнения любой канатной операции по требуемой технологии в течение заданного времени.

Операции, не выполненные в заданное время, должны расцениваться как неудачные.

Высокая надёжность выполнения внутрискважинных операций обеспечивает длительную работу скважин без подземного ремонта и является необходимым условием эффективной эксплуатации месторождения .

К субъективным причинам относятся нарушение технологического режима эксплуатации скважины, нарушение технологии канатных работ, наличие в скважине инородных предметов, неправильный выбор или неподготовленность оборудования к условиям проводимых работ, низкая квалификация обслуживающего персонала, конструктивные недостатки оборудования и инструментов, несоблюдение правил техники безопасности и т.д. Следует отметить, что зачастую причины осложнений взаимосвязаны.

В процессе работ канатным инструментом возможны случаи пропуска газа через сальниковое уплотнение лубрикатора. Это может привести к гидратообразованию в сальнике и прихвату проволоки, осложняет спуск инструмента и проведение ударов. Кроме того сильный пропуск газа при высоком давлении в скважине может привести к разъеданию сальникового уплотнения, подбросу инструмента, образованию загазованной зоны на устье скважины со всеми вытекающими отсюда последствиями. Поэтому необходимо при выявлении пропуска принять все меры для его устранения. [24]

При проведении канатных работ чаще всего происходят аварии, связанные с обрывом проволоки.

Установка оборудования, спускаемого на проволоке в скважину, и съём его происходят за счёт среза штифтов при ударах яссами вверх или вниз. Поэтому даже небольшое несоответствие диаметра и материала срезных штифтов техническим условиям приводит к серьёзным осложнениям. Так, например, применение штифтов из более мягкого материала обусловливает затекание металла при срезе штифтов в зазор между частями инструмента, соединёнными с помощью штифтов, и, как следствие, к невозможности его извлечения и обрыву проволоки.

Если при осуществлении таких операций, как открытие механического циркуляционного клапана (открываемого ударами вверх), съём глухих, газлифтных, обратных клапанов, глухих пробок, клапанов -отсекателей, давление в затрубном пространстве больше, чем в трубах, или же давление под клапаном больше, чем над ним, то в момент открытия или съёма может произойти или подброс инструмента, или образование "жучков" проволоки и обрыв её, а иногда и более сложная авария: выброс клапана к устью и поломка фонтанной арматуры. [27]

Если же давление в трубах больше, чем в затрубном пространстве, или же давление над клапаном больше, чем под ним, то осуществление указанных операций сильно затруднено, т.к. в этом случае перепад давления противодействует усилию, развиваемому яссами при ударах вверх. В связи с этим приходится проводить большее число ударов, что может также привести к обрыву проволоки.

При спуско-подъёмных операциях (СПО), осуществляемых инструментами, спускаемыми на проволоке (тросе), возможны аварии из-за отвинчивания резьбовых соединений, соединяющих инструменты, и их "полёта".

При осуществлении ударов яссами нередки случаи выскакивания проволоки из канавки натяжного ролика, а это может привести к защемлению и деформации проволоки и, как следствие, к её обрыву.

При спуске и особенно подъёме канатного инструмента возможны случаи выпадения спускаемого или поднимаемого оборудования из спускного или подъёмного инструмента. Подобная авария - это следствие ослабления цанговых захватов на инструменте или преждевременного среза срезных штифтов, удерживающих спускаемое оборудование.

4.2 Мероприятия по предупреждению осложнений и аварий при работе инструментом, спускаемым на проволоке (тросе)

Скважина, законченная с целью проведения в ней канатных работ, более ремонтопригодна, чем скважина, оборудованная традиционной техникой. Это значит, что на обнаружение, устранение и предупреждение осложнений (неполадок, отказов) с учётом необходимой квалификации обслуживающего персонала в скважине со стационарным или полустационарным оборудованием затрачивается меньше времени и средств, чем в скважине, подземный ремонт в которой связан с подъёмом НКТ. Но даже при относительной эффективности применение канатной техники намного ускорит подземный ремонт скважин, если она будет работать с высокой степенью надёжности.Особенности применения канатной техники следует учитывать уже на стадии заканчивания скважины.

Для успешного проведения канатных работ необходима прежде всего гарантия прочности и герметичности обсадной колонны. При глушении скважины с высоким пластовым давлением нужно открыть механический циркуляционный клапан с помощью инструмента, спускаемого на проволоке. В этом случае необходимое условие - закрытие скважины, т.к. в работающей высокодебитной скважине спуску инструмента на тросе препятствует восходящий поток продукции. За это время устьевое давление резко повышается, что (при наличии НКТ с обычными резьбовыми соединениями) может привести к пропуску газа в затрубное пространство и тем самым передаче высокого давления на обсадную колонну. [23], [24]

Важное условие, обеспечивающее высокое качество подземных работ, - это отсутствие в скважине, выходящей из бурения, инородных предметов, осадка глинистого раствора.

Перемещения НКТ за счёт изменения температуры и давления по длине колонны должны быть точно оценены ещё до её спуска.

Осложнения из-за неудобного расположения устьевого оборудования при кустовом бурении скважин можно предупредить, если при проектировании строительства скважин учитывать возможность проведения канатных работ и, следовательно, соответствующее расположение устьевого оборудования.

Повышение надёжности выполнения операций можно достигнуть улучшением конструктивных и технологических параметров деталей и узлов инструмента и оборудования, а также повышением уровня технической эксплуатации его.

Для предупреждения осложнений, вызванных конструктивными недостатками оборудования, необходимо при разработке конструкций и изготовлении канатного оборудования и инструмента тщательно проанализировать условия их работы, возможные осложнения, а также выявить недостатки и наиболее слабые узлы в уже существующих конструкциях.

Промышленные испытания нового оборудования и инструментов следует проводить в возможно более тяжёлых условиях.

Предупредить обрыв проволоки можно при соблюдении правил её технической эксплуатации, т.е. при своевременном осмотре, смазке, удалении потёртых участков проволоки, а также при соблюдении правил спуска инструмента в скважину.

Для предупреждения обрыва проволоки у соединения её с замком необходимо после окончания каждого цикла операций, выполняемых в скважине, обрезать начальный кусок проволоки, а при повторном обрыве у замка, что является сигналом "старения" проволоки, заменить её. При тщательном уходе (обильная смазка во время подъёма из скважины, аккуратное обращение при монтаже лубрикатора с целью предотвращения изгибов проволоки и т.д.) проволока изменяет свои свойства только после 40-50 скважино-операций. В скважинах с коррозионными условиями требуется применять проволоку из нержавеющей стали.

При длительных канатных операциях в скважине, связанных с яссированием на одной и той же глубине, проволока интенсивно изнашивается у барабана лебёдки, а также в местах её движения при прохождении через натяжной и сальниковый ролики.

4.3 Техника безопасности при проведении канатных работ

Внедрение в нефтегазовое производство новых технических и технологических средств, обеспечивших выполнение подземного ремонта скважин с помощью инструмента, спускаемого на проволоке или тросе, оказало серьёзное влияние на технику безопасности, существовавшую при традиционном подземном ремонте скважин. С внедрением нового метода ремонта без подъёма НКТ из скважин значительно уменьшились число операций при выполнении отдельных технологических процессов и масса используемого оборудования и инструмента, мощности машин и механизмов, сократилось время на проведение подготовительно - заключительных операций. Всё это положительно, прямо или косвенно, повлияло на степень безопасности труда .

В то же время, и этим нельзя пренебрегать, возросли скорости проведения технологических процессов и операций, что повысило степень риска при проведении канатных работ. Следует к тому же учесть, что новый вид подземного ремонта скважин находит широкое применение преимущественно на новых нефтяных и газовых месторождениях, характеризующихся эксплуатацией фонтанных скважин с относительно высоким давлением на устье, повышенной опасностью открытого фонтанирования при повреждении или разрушении устьевой арматуры. В этих условиях увеличение объёма канатных работ в процессе эксплуатации фонтанных скважин, связанное со сменой клапана - отсекателя, работы по освоению и исследованию скважин, требующие также применения проволоки или троса, могут создать весьма сложные ситуации с повышенной опасностью для обслуживающего персонала.

Следовательно, хотя новый метод ремонта менее трудоёмок и прост по сравнению с подземным ремонтом скважин, проводимым по старой технологии, тем не менее, отличаясь многообразием выполняемых работ, он содержит ряд опасных моментов, незнание, игнорирование или пренебрежение которыми могут привести к несчастным случаям или аварии в скважине. [23]

При СПО запрещается подходить к проволоке и браться за неё руками.Крепление индикатора натяжения проволоки с натяжным роликом специальным хомутом к фонтанной арматуре проводят в месте, удобном для проведения СПО. Как показывает опыт, ненадёжное крепление индикатора натяжения проволоки приводит к авариям, связанным с обрывом проволоки. Установление профилактического времени замены изношенной проволоки, своевременный и тщательный уход за ней путём смазки при каждом подъёме инструмента также влияют на качество канатных работ и соблюдение ТБ.

Лебёдка с приводом от гидросистемы для проведения канатных работ должна быть всегда оснащена необходимыми механизмами и приспособлениями, обеспечивающими безопасность работ. Спускать канатный инструмент при неисправности счётчика длины проволоки или индикатора натяжения проволоки запрещается. Перед началом канатных работ лебёдку необходимо проверить на работоспособность привода, гидросистемы и реверсивного переключателя. Особое внимание при этом необходимо обратить на исправность тормозной системы лебёдки, а также на правильную укладку проволоки на барабан лебёдки. Важно также, чтобы шланги гидросистемы лебёдки обладали высокой надёжностью. Разрыв или прорыв шланга во время работы гидролебёдки является причиной прекращения канатных операций и приводит к невозможности подъёма канатного инструмента из скважины и к вытекающим отсюда нежелательным последствиям.

Канатные работы не столь сложны, однако требуют надёжной техники, чтобы сделать труд при скважинных операциях высокопроизводительными и безопасным. Инструменты и приспособления всегда должны быть в полном комплекте, исправными и чистыми. Вокруг устья скважины не должно быть никаких посторонних предметов. Использование канатных инструментов в совокупности со специальными приспособлениями, обеспечивающими безопасность канатных операций, позволяет свести к минимуму травмы рабочих и технические неполадки при канатных работах.

В общем комплексе канатных работ значительное время занимают ловильные работы с проволокой. Однако при осложнениях, когда не удаётся извлечь аварийный инструмент с помощью проволоки или троса, возникает необходимость спуска в скважину под давлением вместе с ловильным инструментом НКТ или штанг. Эти работы опасны и трудоёмки и могут привести к открытому фонтану, если не принять соответствующих мер безопасности. С этой целью при высоком буферном давлении в скважине необходимо использовать на устье специальную установку по спуску труб под давлением.

4.4 Общие требования безопасности и охраны труда

Требование инструкций по охране труда о технике безопасности являются обязательными для всего персонала занятого в процессе обслуживания канатной техники.

К работе в качестве персонала работающего с канатной техникой в качестве оператора установки допускаются лица не моложе 18-ти лет, прошедшие обязательное медицинское освидетельствование при приеме на работу и периодическому осмотру согласно закона РК «Об охране труда», ст. 19.

К самостоятельной работе допускаются операторы, прошедшие:

- вводный инструктаж по технике безопасности, пожарной безопасности и газовой безопасности;

- обучение по специальности и целевое обучение по охране труда по программе, утвержденной Менеджером месторождения (не менее 10 часов).

- стажировку (не менее 10 смен) под руководством опытного старшего оператора;

- инструктаж на рабочем месте и проверку знаний по охране труда.

4.5 Электробезопастность

Электротравма - повреждения, возникающие в результате воздействия электрического тока большой силы или разряда атмосферного электричества (молнии).

Основной причиной несчастных случаев, обусловленных действием электрического тока, являются нарушения правил техники безопасности при работе с бытовыми электроприборами и промышленными электроустановками. Большая часть поражений вызывается переменным током промышленной частоты (50 Гц). Электротравма возникает не только при непосредственном соприкосновении тела человека с источником тока, но и при дуговом контакте, когда человек находится вблизи от установки с напряжением более 1000

В, особенно в помещениях с высокой влажностью воздуха.

Электрический ток вызывает местные и общие нарушения в организме. Местные изменения проявляются ожогами ткани в местах выхода и входа электрического тока. В зависимости от состояния пораженного (влажная кожа, утомление, истощение и др.), силы и напряжения тока возможны различные местные проявления - от потери чувствительности до глубоких ожогов. При воздействии переменного тока силой 15 мА у пострадавшего возникают судороги (так называемый неотпускающий ток).

При повреждениях, сопровождающихся легкими общими явлениями (обморок, кратковременная потеря сознания, головокружение, головная боль, боли в области сердца), первая помощь заключается в создании покоя и доставке больного в лечебное учреждение. Необходимо помнить, что общее состояние пострадавшего может резко и внезапно ухудшиться в ближайшие часы после травмы: возникают нарушения кровоснабжения мышцы сердца, явления вторичного шока и т.д. Подобные состояния иногда наблюдаются даже у пораженного с самыми легкими общими проявлениями (головная боль, общая слабость); поэтому все лица, получившие электротравму, подлежат госпитализации. В качестве первой помощи могут быть даны болеутоляющие (0,25 г амидопирина, 0,25 г анальгина), успокаивающие (микстура Бехтерева, настойка валерианы), сердечные средства (капли Зеленина и др.)

После того как к пострадавшему вернется сознание, его необходимо напоить (вода, чай, компот, но не алкогольные напитки и кофе), тепло укрыть.

В случаях, когда неосторожный контакт с электропроводом произошел в труднодоступном месте - на вышке электропередачи, на столбе - необходимо начать оказание помощи с искусственного дыхания, а при остановке сердца - нанести 1-2 удара по грудине в область сердца и принять меры для скорейшего опускания пострадавшего на землю, где можно проводить эффективную реанимацию.

Первая помощь при остановке сердца должна быть начата как можно раньше, т. е. в первые 5 мин, когда еще продолжают жить клетки головного и спинного мозга. Помощь заключается в одновременном проведении искусственного дыхания и наружного массажа сердца. Массаж сердца и искусственное дыхание рекомендуется продолжать до полного восстановления их функций или появления явных признаков смерти. По возможности массаж сердца следует сочетать с введением сердечных средств.

Профилактика поражения молнией: при сильной грозе отключить телевизор, радио, прекратить телефонные разговоры, закрыть окна. Нельзя находиться на открытой местности или укрываться под одиноко стоящими деревьями, стоять вблизи мачт, столбов. [24]

4.6 Противопожарная безопасность

- Во всех производственных, административных, складских и вспомогательных помещениях на видных местах должны быть вывешены таблички с указанием номера телефона вызова пожарной охраны.

- Правила применения на территории предприятий открытого огня, проезда транспорта, допустимость курения и проведения временных пожароопасных работ устанавливаются общими объектовыми инструкциями о мерах пожарной безопасности.

- Для тушения пожаров на производственных объектах применяются огнетушащие вещества разного состава, структуры и свойств во всех агрегатных состояниях. В число их входят: вода, воздушно-механическая пена, водяной пар.

- Для ликвидации пожаров на стадии их возникновения широко используют ручные порошковые огнетушители типа ОП-2, ОП-5, ОП-10, углекислотные ОУ-2, ОУ-5, ОУ-8, а также передвижные порошковые огнетушители ОП-50, ОП-100.

- Принцип действия огнетушителя основан на использовании энергии газа для аэрирования и выброса огнетушащего порошка. Для приведения огнетушителя в действие необходимо выдернуть опломбированную чеку и резко ударить по кнопке пуска. При этом боек приводит в действие ХИГ. В результате чего, рабочий газ поступает в корпус огнетушителя, аэрирует порошок и создает в корпусе огнетушителя в течении 5 сек. рабочее давление, после чего огнетушитель готов к работе. Дальнейшее управление работой огнетушителя осуществляется путем нажатия кисти на ручку пистолета-распылителя, при этом огнетушащий порошок через рукав и сопло пистолета-распылителя подается на очаг пожара.

4.7 Микроклимат

Метеорологические условия или микроклимат в производственных условиях определяются следующими параметрами:

-температурой воздуха;

-температурой поверхности;

-относительной влажностью;

-скоростью движения воздуха на рабочем месте.

В соответствии с СниП2.04.05-91 устанавливаются оптимальные и допустимые метеорологические условия для рабочей зоны в помещении, при выборе которых учитываются, период времени года и категория работ.

Для категории работ следует соблюдать следующие параметры микроклимата:Теплый период: температура 20 - 22 єС, скорость движения воздуха 0,3 м/с, влажность 40-60, Холодный период: температура17-19 єС, скорость движения воздуха 0,2м/с, влажность 40-60. Для соблюдения необходимых параметров микроклимата необходимо оснащение производственного помещения системой вентиляции и отопления. Это оснащение регламентируются СНиПом2.04.05-96.