Tipos de preventivos
El equipo de prevención de explosiones está diseñado para sellar la boca de pozos de petróleo y gas durante su construcción y reparación con el fin de realizar un trabajo seguro, prevenir explosiones y fuentes abiertas y proteger el medio ambiente.
El equipo incluye bridas de columna, crucetas, serpentines de prevención de exceso, un sistema de control hidráulico para preventores y válvulas, un colector y tuberías que conectan el control hidráulico y elementos de control hidráulico.
Según el método de sellar la boca del pozo, el equipo de prevención de explosiones se diferencia en:
- preventores de ariete(divididos en tubería y ciego), también pueden incluir preventores con arietes de corte (en los que, en caso de emergencia (GNVP u OF), la tubería de perforación es cortada y sujetada por potentes arietes hidráulicos)
- Los preventores universales (anulares) están diseñados para bloquear un orificio en un pozo si contiene alguna parte de la sarta de perforación (bloqueo, tubería, Kelly)
- Los preventores giratorios (selladores rotativos) están diseñados para sellar la boca del pozo con una tubería o tubería principal que gira en ella.
Marcado de preventores
Consta de las letras OP, seguidas del número del esquema según el cual se fabrica el preventor, luego el diámetro nominal de la tubería de perforación en mm, luego el diámetro nominal del colector y el diámetro calculado presión operacional cuando se libera en atmósferas.
OP5 230/80x35
OP5 230/80x350
OP5 350/80x35
OP5 350/80x350
Condiciones técnicas para el funcionamiento de equipos de prevención de reventones y el procedimiento para su inspección.
Los equipos de prevención de explosiones funcionan en el rango de temperatura de +55 °C a −40 °C. Los preventores están sujetos a una inspección técnica obligatoria: una vez cada 8 años, por parte de Rostekhnadzor, una vez por trimestre, por parte de los servicios técnicos de la empresa operadora de perforación.
Enlaces
Fundación Wikimedia. 2010.
Sinónimos:- Guerra preventiva
- Vicisitudes del destino (película, 1990)
Vea qué es “Preventor” en otros diccionarios:
obstáculo- dispositivo, preventor Diccionario de sinónimos rusos. preventer sustantivo, número de sinónimos: 2 preventer (1) ... Diccionario de sinónimos
Obstáculo- (del latín praevenio advierto * a. preventor; n. Preventer, Sicherheitsschieber; f. obturateur antieruption, vanne d eruption; i. impiderreventones) dispositivo instalado en la boca del pozo para sellar y prevenir... ... Enciclopedia geológica
obstáculo- Equipo de boca de pozo que proporciona el cierre del paso del pozo con un sello controlado por contacto. Nota Puede haber cables o sartas de tuberías estacionarias o móviles en el paso del eje. [GOST 28996 91] Temas equipo... ... Guía del traductor técnico
obstáculo- 3.8 preventor de reventones: Equipo de boca de pozo que proporciona el cierre del paso del pozo con un sello controlado por contacto. Fuente … Diccionario-libro de referencia de términos de documentación normativa y técnica.
Obstáculo- (del latín Praevenio advierto) un dispositivo para sellar la boca de un pozo perforado; sirve para evitar el flujo abierto de petróleo o gas... Gran enciclopedia soviética
OBSTÁCULO- (del latín praevenio advierto) dispositivo instalado en la boca de un pozo para sellar y evitar las emisiones de petróleo. o fuente de gas. P. tiene un metal carcasa, en cuyo interior se encuentran matrices móviles con juntas... Gran Diccionario Politécnico Enciclopédico
obstáculo- preventor, y... diccionario de ortografía ruso
Obstáculo- preventor Dispositivo instalado en la boca del pozo para sellar y evitar la liberación de líquido o gas. Tiene un cuerpo metálico, dentro del cual matrices con sellos se mueven para cerrar el anular... ... Microenciclopedia de petróleo y gas
Preventores de arietes
Los preventores de ariete están diseñados para sellar la boca del pozo con o sin tuberías en el pozo; Se utiliza para operar en regiones macroclimáticas templadas y frías.
Los preventores de ariete brindan la capacidad de mover una sarta de tuberías con una boca sellada dentro de la longitud entre las juntas de bloqueo o acoplamiento, recubriendo la sarta de tuberías sobre los arietes y evitando que sea empujada hacia afuera bajo la influencia de la presión del pozo.
Se ha establecido el siguiente sistema de designación de preventores de ariete:
b tipo de sobreventilador y tipo de accionamiento: PPG (ariete con accionamiento hidráulico), PPR (ariete con accionamiento manual), PPS (troquel con troqueles de corte);
b diseño-- con tubo o troqueles ciegos -- no indicado;
b diámetro nominal del agujero, mm;
b presión de trabajo, MPa;
b tipo de ejecución: dependiendo del entorno del pozo (Kl, K2, KZ).
Los preventores de ariete controlados hidráulicamente están diseñados para sellar la boca del pozo y evitar una explosión. Las características técnicas de los preventores de arietes se dan en la Tabla 3.
El diseño de un preventor de ariete controlado hidráulicamente del tipo PPG se muestra en la Figura 3. El cuerpo 2 del preventor es una pieza fundida de acero con un orificio de paso vertical y bridas cilíndricas con roscas para espárragos. La conexión con pernos permite reducir la altura del preventor, pero requiere su suspensión precisa al instalar equipos de prevención de reventones, asegurando que los ejes de los pernos coincidan con los orificios de las bridas. En las superficies de apoyo de las bridas hay ranuras para una junta anular de acero de sección octogonal.
El cuerpo del preventor está equipado con una cavidad pasante horizontal para acomodar los arietes 18. Desde el exterior, la cavidad se cierra con tapas laterales 1 y 6, que se fijan al cuerpo con pernos 5. Las juntas de las tapas con el cuerpo están selladas juntas de goma 4, instalado en las ranuras de las tapas. También se utilizan cubiertas con bisagras, conectadas de manera articulada al cuerpo, lo que permite un reemplazo rápido de las matrices. Para evitar la congelación de los arietes, se construyen tubos 15 en el cuerpo del preventor para suministrar vapor a horario de invierno. Los cilindros hidráulicos de doble efecto 7 están unidos a los extremos laterales de las cubiertas mediante pasadores para cerrar y abrir los preventores. La fuerza creada por el cilindro hidráulico debe ser suficiente para cerrar el preventor a una presión en la boca del pozo igual a la presión de funcionamiento del preventor.
Los vástagos de pistón 8 están equipados con un saliente en forma de L para su conexión con el mandril del ariete. Bajo la presión del fluido de trabajo bombeado desde el colector 3 a través de los tubos 19 hacia las cavidades externas del cilindro hidráulico, los pistones se mueven en la dirección opuesta y los arietes cierran el orificio de paso del preventor. Cuando el fluido de trabajo se bombea a las cavidades internas de los cilindros hidráulicos, los arietes se separan y abren el orificio de paso del preventor. Los pistones y vástagos, así como las juntas fijas de los cilindros hidráulicos, están sellados con anillos de goma 9, 13, 14.
El control hidráulico del preventor se duplica mediante un mecanismo manual unidireccional que se utiliza durante el apagado y las fallas. sistema hidráulico, así como, si es necesario, cerrar el preventor largo tiempo. Mecanismo manual Consta de un rodillo estriado 10 y un casquillo roscado intermedio 12, que tiene una conexión estriada con el pistón. La horquilla 10, a través de la horquilla 11 del cardán y la varilla, está conectada al volante, colocado a una distancia segura de la boca del pozo.
Cuando el rodillo gira en el sentido de las agujas del reloj, el casquillo roscado 12 se pone en movimiento lineal y mueve el pistón hasta que se cierran los arietes preventivos. El tiempo estimado para cerrar el preventor es de 10 segundos cuando se utiliza un sistema hidráulico y de 70 segundos cuando se utiliza control manual. Cuando el tornillo gira hacia atrás, los pistones permanecen inmóviles y los casquillos roscados, gracias a la conexión estriada con los pistones, vuelven a su posición original.
Después de mover los casquillos roscados a su posición original, el preventor se puede abrir utilizando el sistema de control hidráulico.
Figura 3 - Preventor de ariete
Los preventores de ariete utilizan arietes de tubería para sellar la boca del pozo con una sarta de perforación suspendida o tubos de revestimiento y arietes ciegos ante la falta de tuberías en el pozo. Si es necesario, utilice troqueles especiales para cortar tubos.
Las matrices constan de una junta de goma 16 y un revestimiento 17, conectados al cuerpo mediante pernos y tornillos. Las placas de metal reforzadas dan a la junta la resistencia necesaria y evitan que el caucho se salga cuando se mueve la sarta de tuberías. El tiempo de funcionamiento del sello se mide por el número de ciclos de cierre del preventor y la longitud total de los tubos pasados a través del preventor cerrado a una velocidad de 0,5 m/h a una presión en el cilindro hidráulico y en el pozo de no más de 10 MPa. Según las normas, el tiempo medio hasta el fallo del sello debe ser de al menos 300 cierres del preventor sin presión y proporcionar la capacidad de tirar más de 300 m de tuberías a través de un preventor cerrado.
En la perforación exploratoria estructural se utilizan preventores de ariete del tipo PPB (PPB-307?320) con impulsado eléctricamente. Consisten en las siguientes piezas y conjuntos principales: carcasa, cubiertas, varillas roscadas telescópicas y eje de transmisión lateral. El cuerpo del preventor es una caja de acero fundido con un orificio de paso vertical y agujero horizontal De forma rectangular, en el que se insertan troqueles por ambos lados. El orificio rectangular se cierra por ambos lados con tapas abatibles y se sella con juntas de goma. La tapa consta de un cuerpo, un vaso fijado al cuerpo mediante tornillos, casquillos bimetálicos y manguitos de goma. En la tapa están montados un tornillo y una varilla, formando un par de tornillos telescópicos. Hay un asterisco montado en el extremo de salida del tornillo. En el cubo exterior del cuerpo de la tapa se inserta un rodillo, en cuyo extremo cuadrado se monta una rueda dentada con medio cardán para la conexión al control eléctrico. El dispositivo telescópico se acciona a través de ruedas dentadas conectadas por una cadena de casquillos y rodillos desde el eje de transmisión lateral. además de electrico control remoto Se proporciona un accionamiento manual para controlar el preventor en caso de un corte de energía y mantenerlo en la posición cerrada durante un tiempo prolongado.
Se ha desarrollado y probado un dispositivo de prevención de ariete con accionamiento unidireccional PGO-230×320 Br, cuyos arietes se mueven mediante palancas desde un cilindro de potencia. Debido a esto, en los preventores PGO, los arietes convergen en el centro del orificio de paso, independientemente de la alineación del preventor y la sarta de tubería suspendida.
Para reducir la altura del eje del equipo preventor de reventones, se utilizan preventores dobles, en sustitución de dos preventores de ariete convencionales. En presencia de ambientes agresivos, el equipo preventor de explosiones se utiliza en un diseño resistente a la corrosión con un revestimiento especial de la cavidad interna del preventor.
Las características técnicas del preventor de ariete se dan en la Tabla 3.
Tabla 3 - Características técnicas de los preventores de ariete
|
Índice |
Tamaño de la balanza de pagos |
||||||||
|
PPR-180x21(35) |
PPG-180x70KZ |
PPG2-180x70KZ |
|||||||
|
Diámetro nominal de paso, mm |
|||||||||
|
Presión de trabajo, MPa: En el sistema de control hidráulico. |
|||||||||
|
Tipo de control |
hidráulico |
||||||||
|
Diámetro de tuberías convencionales selladas con troqueles, mm. |
|||||||||
|
Dimensiones totales (largo, ancho, alto), mm |
|||||||||
|
Peso, kilogramos |
Los preventores de ariete no proporcionan sellado de la boca del pozo si la tubería de accionamiento, la junta de herramienta, el acoplamiento y otras partes de la sarta de tuberías, cuyo diámetro y formas geométricas no corresponden a los arietes instalados en el preventor, están ubicados al nivel del ariete. . Cuando el preventor está cerrado, se permite que la sarta de perforación se mueva lentamente dentro de la parte lisa de las tuberías y es imposible girar, bajar y subir la sarta de perforación.
Ejemplo símbolo Preventor de ariete con accionamiento hidráulico, diámetro nominal de paso 350 mm a presión de funcionamiento 35 MPa para medios tipo K2: PPG - 350x35K2.
Los principales indicadores de la confiabilidad de un preventor de ariete proporcionan pruebas periódicas de su funcionamiento cerrándolo sobre la tubería, prueba de presión con fluido de perforación o agua y apertura, así como la posibilidad de hacer caminar la sarta de perforación a lo largo de la tubería bajo presión demasiada. Los indicadores de confiabilidad para los preventores de arietes están establecidos por GOST 27743-88.
Preventores de arietes destinado a sellando bocas si están presentes o ausentes en Bueno tubería Se utilizan para operar en regiones macroclimáticas templadas y frías. Lugar preventivos Proporcionar la capacidad de mover la sarta de tuberías con una boca sellada dentro de la longitud entre las conexiones de bloqueo o acoplamiento, suspender la sarta de tuberías en arietes y evitar que sea empujada hacia afuera bajo la influencia de la presión del pozo.
Notación
Se ha establecido el siguiente sistema de designación de preventores de ariete:
- tipo de preventor y tipo de accionamiento: PPG (ariete con accionamiento hidráulico), PPR (ariete con accionamiento manual), PPS (ariete con troqueles de corte);
- el diseño (con tubo o troqueles ciegos) no está indicado;
- diámetro nominal, mm;
- presión de trabajo, MPa;
- tipo de ejecución: dependiendo del entorno del pozo (Kl, K2, KZ).
Un ejemplo de la designación de un preventor de ariete con accionamiento hidráulico, un diámetro de paso nominal de 350 mm a una presión de funcionamiento de 35 MPa para medios tipo K2: PPG-350x35K2.
Características técnicas de los preventores de ariete.
Principales indicadores de confiabilidad preventor de ariete proporcionar pruebas periódicas de su funcionamiento cerrándolo sobre la tubería, prueba de presión con fluido de perforación o agua y apertura, así como la posibilidad de hacer caminar la sarta de perforación a lo largo de la tubería bajo exceso de presión. Se dan las características técnicas de los preventores de ariete. en mesa 8.4-8.6.
Preventor de ariete hidráulico "Planta de equipos de perforación Bryankovsky"
El preventor de ariete hidráulico está diseñado para sellar la boca del pozo. pozos e impacto en la formación para evitar la liberación y liquidación de fuentes de gas-óleo como en perforación, desarrollo, pruebas, revisión pozos para petróleo y gas.
El preventor (Fig. ХШ.2) consta de un cuerpo de fundición de acero 7, al que se fijan mediante pernos las tapas de los cuatro cilindros hidráulicos 2. En la cavidad A del cilindro 2 se encuentra un pistón principal 3 montado sobre un vástago 6. Dentro del pistón hay un pistón auxiliar 4 que sirve para fijar los arietes 10 en el estado cerrado del orificio G del pozo. Para cerrar el orificio con troqueles, el líquido que controla su funcionamiento ingresa a la cavidad A, bajo cuya influencia el pistón se mueve de izquierda a derecha.
El pistón auxiliar 4 también se mueve hacia la derecha y, en la posición final, presiona el anillo de retención 5 y fija así las matrices 10 en el estado cerrado, lo que evita su apertura espontánea. Para abrir el orificio G del cañón, debes mover los troqueles hacia la izquierda. Para hacer esto, el fluido de control debe suministrarse bajo presión a la cavidad B, que mueve el pistón auxiliar 4 a lo largo del vástago 6 hacia la izquierda y abre el pestillo 5. Este pistón, habiendo alcanzado el tope en el pistón principal 3, lo mueve. hacia la izquierda, abriendo así los troqueles. En este caso, el fluido de control situado en la cavidad £ se introduce en el sistema de control.
Los troqueles preventivos 10 se pueden reemplazar dependiendo del diámetro de las tuberías que se van a sellar. El extremo de los troqueles a lo largo de la circunferencia se sella con un manguito de goma 9 y la tapa 1 con una junta //. Cada preventor se controla de forma independiente, pero ambos arietes de cada preventor funcionan simultáneamente. Los orificios 8 en el cuerpo 7 se utilizan para conectar el preventor al colector. El extremo inferior de la carcasa está unido a la brida de la cabeza del pozo y un preventor universal está unido a su extremo superior.
Como puede ver, un preventor de ariete controlado hidráulicamente debe tener dos líneas de control: una para controlar la fijación de la posición de los arietes y la segunda para moverlos. Los preventores controlados hidráulicamente se utilizan principalmente en la perforación marina. En algunos casos, el preventor inferior está equipado con troqueles con cuchillas cortantes para cortar la sarta de tuberías ubicada en el pozo.
preventores universales
El preventor universal está diseñado para mejorar la confiabilidad del sellado del cabezal del pozo. Su principal elemento de trabajo es un potente sello elástico anular, que cuando el preventor está abierto deja pasar la sarta de tubería de perforación, y cuando está cerrado se comprime, por lo que el sello de goma comprime la tubería (tubo de impulsión, cerradura) y sella el espacio anular entre la sarta de perforación y la carcasa. La elasticidad de la junta de goma permite cerrar el preventor en tuberías de distintos diámetros, en cerraduras y portamechas. El uso de preventores universales permite girar y mover la columna con un espacio anular sellado.
La junta anular se comprime mediante fuerza hidráulica directa que actúa sobre el elemento de sellado o mediante fuerza hidráulica que actúa sobre la junta a través de un pistón anular especial.
Los preventores universales con elemento obturador esférico y con junta cónica son fabricados por la empresa VZBT.
Un preventor hidráulico universal con sello esférico de acción de émbolo (Fig. XIII.4) consta de una carcasa 3, un émbolo anular 5 y un sello esférico anular de caucho-metal /. El sello tiene la forma de un anillo macizo reforzado con inserciones metálicas de sección en I para mayor rigidez y menor desgaste debido a una distribución más uniforme de la tensión. El émbolo tiene forma de 5 etapas con un orificio central. La junta / se fija mediante una tapa 2 y un anillo distanciador 4. El cuerpo, el émbolo y la tapa forman en el preventor dos cámaras hidráulicas A y B, aisladas entre sí mediante manguitos del émbolo.
Cuando el fluido de trabajo se suministra debajo del émbolo 5 a través del orificio en el cuerpo del preventor, el émbolo se mueve hacia arriba y comprime el sello / a lo largo de la esfera para que se expanda hacia el centro y comprima el tubo ubicado dentro del sello anular. En este caso, la presión del fluido de perforación en el pozo actuará sobre el émbolo y comprimirá el sello. Si no hay hilo en el pozo, el sello cubre completamente el agujero. La cámara superior B sirve para abrir el preventor. Cuando se bombea aceite hacia él, el émbolo se mueve hacia abajo, desplazando el líquido de la cámara A hacia la línea de drenaje.
Preventores rotativos
Se utiliza un preventor giratorio para sellar la boca del pozo durante la perforación, durante la rotación y la inversión de la sarta de perforación, así como durante el disparo y hipertensión en el pozo. Este preventor sella el kelly, junta o tubería de perforación, permite subir, bajar o rotar la sarta de perforación, perforar con circulación inversa, con soluciones aireadas, con purga con agente gaseoso, con un sistema de equilibrio de presión hidrostática sobre la formación. , y se muestran formaciones de prueba en el proceso de gas.
II. Parte tecnológica
1. Perforación de pozos de petróleo y gas
Familiarización con las técnicas de alimentación manual de broca, perforación mediante regulador de alimentación de broca, formación en perforación rotativa.
Cuando la broca se alimenta hasta el fondo, es necesario crear una cierta carga sobre ella. Esta operación se realiza desde la consola del perforador. El perforador utiliza lo que se llama un atizador para bajar la herramienta y luego, gradualmente, muy lentamente, descarga el peso del gancho sobre la broca. La carga sobre la cuerda viajera está determinada por el indicador de peso. El precio de división en el indicador puede ser diferente. Cuando el sistema de traslación está suspendido, pero el gancho no está cargado, el indicador de peso mostrará el valor correspondiente al peso del sistema de traslación.
La carga sobre la broca no debe ser igual a más del 75% del peso de la sarta de portamechas. Por ejemplo, hay una configuración: 100 m de portamechas y 1000 m de tubos de perforación. Sea el peso de la columna portamechas de 150 kN y el peso de la columna BT de 300 kN. El peso total del BC en este caso será de 450 kN. Es necesario alimentar aproximadamente 2/3 del peso del collar de perforación al matadero, es decir, en este caso 100 kN. Para hacer esto, la columna se baja suavemente 9 m (la longitud de la tubería que se extiende) hasta el fondo. El momento de contacto de la broca con el fondo está determinado por el indicador de peso: la flecha muestra la disminución de peso en el anzuelo. Después de eso, es necesario soltar muy lentamente el cabrestante y cargar gradualmente la broca hasta que la flecha en el indicador de peso muestre 35 toneladas. Para determinar con mayor precisión el peso de la columna, se utiliza un verner, porque. Es posible que la oscilación de la aguja del indicador de masa no siempre sea perceptible. Muestra cuántas divisiones ha pasado la flecha en el indicador de peso, es decir 3 divisiones de Werner equivalen a 1 división de indicador de masa.
Los rotores se utilizan para transmitir la rotación a la sarta de tubería de perforación durante el proceso de perforación, manteniéndola en peso durante las operaciones de disparo y trabajos auxiliares.
Un rotor es una caja de cambios que transmite la rotación a una columna suspendida verticalmente desde un eje de transmisión horizontal. El bastidor del rotor recibe y transmite a la base todas las cargas que surgen durante el proceso de perforación y durante las operaciones de elevación. La cavidad interna del marco es baño de aceite. En el extremo exterior del eje del rotor, sobre una chaveta, puede haber una rueda dentada o la mitad del acoplamiento del eje cardán. Al desenroscar la broca o para evitar la rotación de la sarta de perforación debido a la acción del par inactivo, el rotor se bloquea con un pestillo o mecanismo de bloqueo. Cuando la rotación se transmite al rotor desde el motor a través del cabrestante, la velocidad de rotación del rotor se cambia utilizando los mecanismos de transmisión del cabrestante o cambiando las ruedas dentadas. Para no conectar el trabajo del cabrestante con el trabajo del rotor, en algunos casos, durante la perforación rotativa, se utiliza un accionamiento individual, es decir, no conectado al cabrestante, al rotor.
Se insertan 2 revestimientos en el orificio del paso del rotor. Luego, según el diámetro de los tubos, se colocan las cuñas adecuadas en el rotor y se conectan en cuatro paralelos. Los paralelos, a su vez, son accionados por PKR (cuñas de rotor neumáticas), que están fijadas en el lado opuesto del eje del rotor. Usando un pedal ubicado en la consola, el perforador sube o baja las cuñas.
Cuando comienza la perforación, se retiran las cuñas del rotor, liberando así el orificio cuadrado de los revestimientos. Luego, en este orificio se fija el llamado kelbush, una tuerca unida de forma móvil al tubo principal, que se mueve hacia arriba y hacia abajo a lo largo de él. Luego, usando la transmisión, se establece la velocidad requerida del rotor y se pone en rotación desde la consola del perforador.
Familiarización con la metodología de perforación racional de barrenas.
Para trabajar eficientemente la broca, es necesario cumplir con la tasa de penetración. A medida que la cara se profundiza, la herramienta de corte de roca se desgasta y, para evitar que se produzca desgaste antes de tiempo, es necesario observar el régimen de perforación.
El modo de perforación incluye la velocidad del rotor o del motor de fondo de pozo, la carga en la broca y la presión en las bombas (en el tubo ascendente). Por lo tanto, para el funcionamiento adecuado de la broca, la carga sobre ella debe ser superior al 75% del peso de la sarta de portamechas. La sobrecarga de la broca puede provocar un desgaste prematuro o la rotura de la cortadora, y una carga insuficiente puede provocar una caída en la penetración. La velocidad del rotor y la presión del tubo ascendente se ajustan según los requisitos geológicos y técnicos.
Para trabajar eficientemente la broca, es necesario alimentarla hasta el fondo sin rotación y encender las revoluciones solo después del contacto con el fondo. Pero antes de comenzar a perforar, es necesario "introducir" la broca durante 30 a 40 minutos para que entre. En este caso, la carga sobre la broca debe ser pequeña: alrededor de 3 a 5 toneladas. Cuando se perfora con una turboperforadora o un motor de fondo de pozo, la broca se alimenta hasta el fondo en rotación. En este caso, puede dejar de lavar y bajar la broca hasta el fondo o, sin dejar de lavar, cargar gradualmente la broca hasta el valor requerido.
Codificación de desgaste para brocas de rodillos:
B – uso de armas (al menos una corona)
B1 – reducción de la altura del diente en un 0,25%
B2 – reducción de la altura del diente en un 0,5%
B3 – reducción de la altura del diente en un 0,75%
B4 – desgaste completo de los dientes
C – dientes astillados en %
P – desgaste del soporte (al menos un cortador)
P1 – juego radial de la fresa con respecto al eje del muñón para brocas
con un diámetro inferior a 216 mm 0-2 mm; para brocas con un diámetro mayor
216mm 0-4mm
P2 - juego radial del cortador con respecto al eje del muñón para brocas
con un diámetro inferior a 216 mm 2-5 mm; para brocas con un diámetro mayor
216mm 4-8mm
P3 - juego radial del cortador con respecto al eje del muñón para brocas
diámetro inferior a 216 mm superior a 5 mm; para brocas con un diámetro mayor
216 mm mayor que 8 mm
P4 – destrucción de elementos rodantes
K – atasco de cortadores (su número se indica entre paréntesis)
D – reducción del diámetro de la broca (mm)
A – desgaste de emergencia (el número de cortadores y patas que quedan se indica entre paréntesis)
AB (A1) – rotura y dejar la parte superior del cortador en la parte inferior
АШ (А2) – en caso de rotura y dejar el cortador en la cara
AC (A3) – dejando la pata en la cara
Razones del desgaste anormal de las brocas de los rodillos:
1) Gran cantidad de dientes rotos:
Elección incorrecta de broca
Rodaje de broca incorrecto
Exceso de velocidad
trabajo de metales
2) Fuerte desgaste del diámetro:
Alta velocidad de rotación
Compresión de cortadores como resultado del descenso a un barril de diámetro reducido.
3) Erosión del cuerpo cortador:
Alto consumo de líquido de lavado.
4) Desgaste excesivo de los rodamientos:
Sin estabilizador encima de la broca o entre los portamechas
Alta velocidad de rotación
Importante tiempo de perforación mecánica
5) Obstrucción de espacios entre coronas en cortadores con roca perforada y fase sólida:
Flujo pancreático insuficiente
El cincel está diseñado para más rocas duras
La barrena se introdujo en la zona del fondo del pozo llena de recortes.
6) Gran cantidad de dientes perdidos:
Erosión del cuerpo del cortador.
Importante tiempo de perforación mecánica
Realización de trabajos básicos durante situaciones de emergencia utilizando equipos especiales.
La unidad principal cuando se realiza una tarea especial es el malacate de perforación, que es accionado por un motor. Para mejor uso potencia durante el levantamiento de un gancho con carga variable, las transmisiones de accionamiento del cabrestante o su accionamiento deben ser de varias velocidades. El cabrestante debe cambiar rápidamente de velocidades de elevación altas a velocidades bajas y viceversa, proporcionando activaciones programadas con costo minimo tiempo para estas operaciones. En caso de que la columna se atasque y apriete, la fuerza de tracción durante la elevación debe aumentarse rápidamente. El cambio de velocidad para columnas elevadoras de diferentes masas se realiza periódicamente.
Para realizar trabajos de transporte de cargas y montaje y atornillado de tuberías durante producciones especiales se utilizan cabrestantes auxiliares y liberadores neumáticos.
Los liberadores neumáticos están diseñados para liberar juntas de herramientas de tubos de perforación. El disparador neumático consta de un cilindro en el que se mueve un pistón con un vástago. El cilindro está cerrado en ambos extremos mediante tapas, una de las cuales tiene instalada una junta de vástago. Está unido a la varilla en el lado opuesto del pistón. cables metalicos, cuyo otro extremo se coloca en la llave de la máquina. Bajo la influencia aire comprimido el pistón mueve y hace girar la llave de la máquina a través del cable. La fuerza máxima desarrollada por un cilindro neumático a una presión de aire comprimido de 0,6 MPa es de 50...70 kN. La carrera del pistón (vástago) del cilindro neumático es 740…800 mm.
El conjunto de mecanismos ASP está diseñado para la mecanización y automatización parcial de operaciones de elevación. Proporciona:
combinar en el tiempo la subida y bajada de una sarta de tuberías y un ascensor descargado con las operaciones de instalar velas en el candelabro, retirarlo del candelabro, así como atornillar o atornillar la vela con una sarta de tubos de perforación;
mecanización de la instalación de velas en un candelabro y su traslado al centro, así como la captura o liberación de la sarta de tubería de perforación mediante un elevador automático.
Los mecanismos ASP incluyen: un mecanismo de elevación (subir y bajar una vela desenroscada por separado); mecanismo de agarre (agarrar y sostener la vela desenroscada durante la elevación, el descenso, la transferencia del rotor al candelabro y viceversa); mecanismo de colocación (mover la vela desde el centro del pozo hacia atrás); centralizador (que sostiene la parte superior de la vela en el centro de la torre durante el atornillado y atornillado); ascensor automático (captura y liberación automática de la columna BT durante el descenso y ascenso); revista y candelabro (sosteniendo las velas desenroscadas en posición vertical).
En funcionamiento un complejo de mecanismos como ASP-ZM1, ASP-ZM4. ASP-ZM5 y ASP-ZM6 utilizan una llave AKB-ZM2 y una empuñadura de cuña neumática BO-700 (excepto ASP-ZM6, para la cual se utiliza la empuñadura PKRBO-700).
Preparar la tubería para el transporte, instalar el elevador en el rotor, retirarlo del rotor, colocar las tuberías sobre cuñas.
Antes de transportar tuberías a la plataforma de perforación, es necesario inspeccionar visualmente el cuerpo de la tubería y las roscas. Para un análisis preciso, se recurre a un equipo de detectores de defectos, que utilizan instrumentos para determinar la idoneidad de las tuberías para su uso en el lugar de perforación. Además, es necesario limpiar las conexiones roscadas de las tuberías según sea necesario y luego lubricarlas con grasa de grafito o grasa. Después de esto, las tuberías se entregan a las pasarelas de recepción.
Durante la perforación, los tubos de perforación son arrastrados uno a uno desde la pasarela hasta el rotor mediante un cabrestante auxiliar. Luego, el tubo suministrado se atornilla a la columna y la cara se profundiza aún más hasta la longitud del tubo extendido.
Subir y bajar tubos de perforación para reemplazar una barrena desgastada consiste en las mismas operaciones repetidas. Además, las máquinas incluyen las operaciones de elevación de velas de pozos y ascensores vacíos. El resto de operaciones son manuales o de máquina, requiriendo un gran esfuerzo físico. Éstas incluyen:
· durante el levantamiento: aterrizaje de la columna en el ascensor; desenroscar una conexión roscada; colocar una vela en un candelero; descenso de ascensor vacío; transferir las líneas a un ascensor cargado y elevar la columna a la altura de la vela;
· durante el descenso: retirar la vela de detrás del dedo y del candelero; atornillar una vela a una columna; bajar la cuerda al pozo; aterrizar la columna en el ascensor; Traslado de eslingas a ascensor libre. Los dispositivos para agarrar y colgar columnas varían en tamaño y capacidad de carga.
Normalmente, este equipo se produce para tubos de perforación de tamaños 60, 73, 89, 114, 127, 141, 169 mm con una capacidad de carga nominal de 75, 125, 140, 170, 200, 250, 320 toneladas. Con un diámetro de 194 a 426 mm, se utilizan cuatro tamaños de cuñas: 210, 273, 375 y 476 mm, diseñadas para capacidades de elevación de 125 a 300 toneladas.
El elevador se utiliza para capturar y sostener una sarta de tubos de perforación (revestimiento) suspendidos durante las operaciones de disparo y otros trabajos en la plataforma de perforación. Se utilizan ascensores varios tipos, que difieren en tamaño dependiendo del diámetro de las tuberías de perforación o revestimiento, capacidad de carga, uso constructivo y materiales para su fabricación. El ascensor está suspendido de un gancho de elevación mediante eslingas.
Las cuñas para tubos de perforación se utilizan para colgar la herramienta de perforación en la mesa del rotor. Se insertan en el orificio cónico del rotor. El uso de cuñas acelera las operaciones de elevación. Recientemente, se han utilizado ampliamente los agarres de cuña automáticos con accionamiento neumático del tipo PKR (en este caso, las cuñas no se insertan en el rotor manualmente, sino mediante un accionamiento especial, que se controla mediante la consola del perforador).
Para bajar sartas de carcasa pesadas se utilizan cuñas con cuerpo no desmontable. Se instalan sobre soportes especiales sobre la boca del pozo. La cuña consta de un cuerpo macizo que acepta la masa de los tubos de revestimiento. En el interior de la carcasa hay arietes diseñados para capturar los tubos de revestimiento y mantenerlos suspendidos. La subida y bajada de los troqueles se realiza girando el mango en un sentido u otro alrededor de la cuña, lo que se consigue mediante la presencia de cortes correctivos inclinados en el cuerpo, a lo largo de los cuales ruedan los rodillos del troquel mediante una palanca.
Comprobar la rosca de bloqueo, atornillar el BT con llaves de batería, conectar y soltar conexiones de bloqueo con llaves UMK
Durante el proceso SPO, las tuberías deben atornillarse y desenroscarse muchas veces. Para simplificar estas operaciones, se encuentra un equipo especial en la plataforma de perforación. Por el montaje y desmontaje de tuberías de perforación y revestimiento se cobra herramienta especial. Se utilizan varias claves como herramienta de este tipo. Algunos de ellos están destinados a atornillar, mientras que otros están destinados a sujetar y desabrochar. conexiones roscadas columnas. Por lo general, las llaves de anillo para trabajos livianos para premontaje están diseñadas para un diámetro de juntas de herramientas, mientras que las llaves para máquinas pesadas para sujetar y desabrochar conexiones roscadas están diseñadas para dos o, a veces, más tamaños de tubería de perforación y juntas.
Se utiliza una llave de cadena para apretar las tuberías manualmente. Consta de un asa y una cadena con dispositivo de sujeción. Para agarrar el tubo, se enrolla una cadena alrededor de él y se fija a la parte superior del mango. Trabajar con una llave de cadena requiere mucha mano de obra, por lo que se utilizan otros equipos.
La llave perforadora automática de la batería está diseñada para el montaje y atornillado mecanizado de tuberías. El panel de control está ubicado en la estación del perforador y está equipado con dos palancas: una de ellas controla el movimiento de la propia llave hacia el rotor y hacia atrás y el mecanismo de agarre de los tubos, y con la ayuda de la otra se atornillan los tubos. . AKB simplifica enormemente el proceso de SPO.
Las operaciones de fijación y aflojamiento de conexiones roscadas de sartas de perforación y revestimiento se realizan mediante dos llaves de máquina UMK; en este caso, una tecla (de retardo) es fija y la segunda (de atornillado) es móvil. Las llaves se cuelgan horizontalmente. Para hacer esto, se fijan rodillos de metal en "dedos" especiales cerca del piso y se pasa a través de ellos una cuerda de tartal de acero o un hilo de cuerda de tartal. Un extremo de esta cuerda está sujeto al colgador de llaves y el otro a un contrapeso que equilibra la llave y facilita su movimiento hacia arriba o hacia abajo.
Al bajar tubos de perforación y portamechas a un pozo, las conexiones roscadas deben asegurarse con llaves mecánicas y automáticas, controlando el espacio entre los elementos de conexión y observando el valor del par permitido establecido por las instrucciones vigentes de acuerdo con las lecturas del torquímetro.
Inspección y medición de brocas y portabrocas, instalación de brocas en candelabros, atornillado y aflojamiento de cinceles
Antes de comenzar la perforación, es necesario inspeccionar todas las tuberías ubicadas en el sitio de perforación. Atención especial Debe prestar atención a comprobar las conexiones roscadas. Las roscas de los tubos de perforación se desgastan durante el funcionamiento, por lo que periódicamente es necesario medir la longitud de la rosca y su diámetro. Esto se hace usando una cinta métrica. Las desviaciones permitidas en las dimensiones de la rosca son de 3 a 4 mm. Para comprobar el tamaño de las tuberías, se utilizan plantillas especiales. El diámetro de cada plantilla corresponde a un diámetro de tubería específico.
En el proceso de profundización del fondo, la sarta de perforación se expande constantemente. Para ello, el tubo de perforación se arrastra desde el puente mediante un cabrestante auxiliar hasta el rotor, se engancha mediante un elevador y luego se atornilla a la rosca del tubo montado en las cuñas.
Cuando es necesario levantar la columna, los tubos se desenroscan con velas para reducir el tiempo del viaje. En este caso, es necesario levantar el extremo superior del tubo por encima de la mesa del rotor, colocarlo sobre cuñas y fijarlo al elevador. Luego se eleva la columna a la altura de la vela, se coloca sobre cuñas, se desenrosca la vela con la llave de la batería, el trabajador a caballo y semi-a caballo le da cuerda con el dedo y la coloca sobre el candelero. Después operaciones necesarias completado (cambio de broca, BHA), la sarta se baja con velas hasta la profundidad perforada.
El atornillado y desatornillado de la broca se realiza mediante un piloto secundario. La broca se instala manualmente o mediante un cabrestante auxiliar en la sub-broca. En su interior hay 3 protuberancias que encajan entre los rodillos. Luego, la broca secundaria se coloca en los revestimientos del rotor y la broca se atornilla al portamecha o broca secundaria. La broca de cuchilla se monta en el rotor mediante un soporte especial de modo que solo quede una rosca encima de la mesa y luego se atornilla al tubo.
Bien enrojecido
La limpieza de pozos es la parte principal de la perforación. El éxito con el que se llevará el pozo a la profundidad diseñada depende de la formulación de la solución seleccionada correctamente.
En la práctica de perforación de pozos, una variedad de métodos tecnológicos para la preparación de fluidos de perforación.
El esquema tecnológico más simple (Fig. 7.2) incluye un recipiente para mezclar los componentes del fluido de perforación 1, equipado con mezcladores mecánicos e hidráulicos 9, un mezclador eyector hidráulico 4, equipado con un embudo de carga 5 y una válvula de compuerta 8, una bomba centrífuga o de pistón. 2 (generalmente una de las bombas de refuerzo) y colectores.
Según este esquema, la solución se prepara de la siguiente manera. La cantidad calculada de medio de dispersión (generalmente 20-30 m3) se vierte en el recipiente 1 y, usando la bomba 2, a lo largo de una línea de descarga con válvula 3, se suministra a través del mezclador hidroeyector 4 en un ciclo cerrado. Una bolsa 6 con material en polvo se transporta mediante un elevador o transportador móvil hasta la plataforma del contenedor, desde donde, con la ayuda de dos trabajadores, se alimenta a la plataforma 7 y se traslada manualmente al embudo 5. El polvo se vierte en el embudo, desde donde, mediante vacío hidráulico, se introduce en la cámara del mezclador hidroeyector, donde se mezcla con el medio de dispersión. La suspensión se vierte en un recipiente, donde se mezcla completamente con un agitador mecánico o hidráulico 9. La velocidad de suministro de material a la cámara del mezclador eyector se controla mediante una válvula de compuerta 8, y la cantidad de vacío en la cámara se controla mediante boquillas de carburo reemplazables.
La principal desventaja de la tecnología descrita es la mala mecanización del trabajo, el suministro desigual de componentes a la zona de mezcla y el control deficiente del proceso. Según el esquema descrito. velocidad máxima La preparación de la solución no supera los 40 m3/h.
Actualmente, en la práctica nacional se utiliza ampliamente una tecnología avanzada para preparar morteros de perforación a partir de materiales en polvo. La tecnología se basa en el uso de equipos producidos comercialmente: una unidad de preparación de solución (SPU), un mezclador hidroeyector remoto, un dispersante hidráulico, un tanque CS, mezcladores mecánicos e hidráulicos y una bomba de pistón.
Para limpiar el lodo de perforación de los recortes, se utiliza un complejo de varios dispositivos mecánicos: tamices vibratorios, separadores de lodos hidrociclón (separadores de arena y limo), separadores, centrífugas. Es más, en la mayoría condiciones desfavorables Antes de limpiar el lodo de perforación, el lodo se trata con reactivos floculantes, que mejoran la eficiencia de los dispositivos de limpieza.
A pesar de que el sistema de limpieza es complejo y costoso, en la mayoría de los casos su uso es rentable debido a un aumento significativo en las velocidades de perforación, la reducción de los costos para regular las propiedades del fluido de perforación, la reducción del grado de complejidad del pozo y Cumplir con los requisitos de protección del medio ambiente.
Como parte del sistema de circulación, los dispositivos deben instalarse en estricta secuencia. En este caso, el recorrido del flujo de la solución debe corresponder a la siguiente cadena tecnológica: pozo - separador de gas - unidad de eliminación de lodos gruesos (tamiz vibratorio) - desgasificador - unidad de eliminación de lodos finos (separadores de arena y lodo, separador) - unidad de regulación del contenido y composición de la fase sólida (centrífuga, hidrociclón separador de arcilla).
Por supuesto, en ausencia de gas en el fluido de perforación, se eliminan las etapas de desgasificación; cuando se utiliza una solución no ponderada, por regla general, no se utilizan separadores de arcilla ni centrífugas; Al limpiar fluidos de perforación pesados, generalmente se excluyen los separadores de lodo hidrociclón (separadores de arena y lodo). En otras palabras, cada equipo está diseñado para realizar funciones muy específicas y no es universal para todas las condiciones de perforación geológicas y técnicas. En consecuencia, la elección del equipo y la tecnología para limpiar el fluido de perforación de los recortes se basa en las condiciones específicas de perforación de un pozo. Y para que la elección sea correcta, es necesario conocer las capacidades tecnológicas y las funciones principales del equipo.
BHA y regulación del modo de perforación para combatir la desviación espontánea del pozo
Las razones técnicas y tecnológicas conducen a la curvatura espontánea del pozo debido a que provocan la flexión de la parte inferior de la sarta de perforación y la desalineación del eje de la broca con respecto al centro del pozo. Para eliminar estos procesos o reducir la probabilidad de que ocurran, es necesario:
1. aumentar la rigidez de la parte inferior de la sarta de perforación;
2. eliminar los espacios entre los centralizadores y la pared del pozo;
3. reducir la carga sobre la broca;
4. En caso de perforar con motores de fondo de pozo, rotar periódicamente la sarta de perforación.
Para cumplir las dos primeras condiciones, es necesario instalar al menos dos centralizadores de tamaño completo: encima de la broca y en el cuerpo del portamecha (o en la broca). La instalación de 2 o 3 centralizadores de tamaño completo le permite aumentar la rigidez del BHA y reducir la probabilidad de distorsión incluso sin reducir la carga en la broca.
En algunos casos, los conjuntos piloto se utilizan cuando un pozo se perfora de forma escalonada: piloto - broca de pequeño diámetro - extensión - broca - expansor - collar de perforación - sarta de perforación. Es aconsejable utilizar portamechas del mayor diámetro posible. Esto aumenta la rigidez del BHA y reduce los espacios entre la tubería y la pared del pozo.
2. Familiarización con la perforación de pozos con clusters.
Un grupo de pozos es un lugar donde las cabezas de pozo están ubicadas cerca unas de otras en el mismo sitio tecnológico, y los fondos de los pozos están ubicados en los nodos de la red de desarrollo del yacimiento.
Actualmente, la mayoría de los pozos de producción se perforan mediante el método de cluster. Esto se explica por el hecho de que la perforación en grupo de campos puede reducir significativamente el tamaño de las áreas ocupadas por la perforación y luego los pozos de producción, las carreteras, las líneas eléctricas y las tuberías.
Esta ventaja es de particular importancia durante la construcción y operación de pozos en tierras fértiles, en reservas naturales, en la tundra, donde la capa superficial de la tierra perturbada se recupera después de varias décadas, en áreas pantanosas, lo que complica y aumenta considerablemente el costo. de trabajos de construcción e instalación de instalaciones de perforación y operación. La perforación en racimo también es necesaria cuando es necesario descubrir depósitos de petróleo debajo de estructuras industriales y civiles, debajo del fondo de ríos y lagos, debajo de la zona de la plataforma continental desde la costa y pasos elevados. Un lugar especial lo ocupa la construcción en grupo de pozos en Tyumen, Tomsk y otras regiones de Siberia occidental, que permitió construir con éxito pozos de petróleo y gas en islas de relleno en una región remota, pantanosa y poblada.
La ubicación de los pozos en un grupo depende de las condiciones del terreno y de los medios previstos para conectar el grupo a la base. Los arbustos que no están conectados por caminos permanentes a la base se consideran locales. En algunos casos, los arbustos pueden ser básicos cuando se encuentran en rutas de transporte. En las plataformas locales, los pozos generalmente se colocan en forma de abanico en todas las direcciones, lo que le permite tener el número máximo de pozos en una plataforma.
Perforación y equipo auxiliar se instala de tal manera que cuando la plataforma se mueve de un pozo a otro, las bombas de perforación, los pozos receptores y parte de los equipos de limpieza, tratamiento químico y preparación del fluido de lavado permanecen estacionarios hasta la finalización de la construcción de todos ( o parte) de los pozos en esta plataforma.
La cantidad de pozos en un grupo puede variar de 2 a 20-30 o más. Además, cuantos más pozos hay en el grupo, mayor es la desviación de las caras de las bocas de los pozos, aumenta la longitud de los troncos, lo que conduce a un aumento en el costo de perforación de los pozos. Además existe el peligro de que los troncos se crucen. Por lo tanto, es necesario calcular numero requerido pozos en el monte.
En la práctica de la perforación en racimo, el criterio principal para determinar el número de pozos en un racimo es el caudal total de los pozos y la relación gas-petróleo del petróleo. Estos indicadores determinan el riesgo de incendio de un pozo durante el flujo abierto y dependen del nivel técnico de los medios de extinción de incendios.
Conociendo el número aproximado de pozos en el grupo, proceden a construir un plano del grupo. Un plano de plataforma de pozo es una representación esquemática de las proyecciones horizontales de los troncos de todos los pozos perforados desde una plataforma de pozo determinada. El plan de plataforma de pozo incluye la ubicación de las bocas de pozo, la secuencia de su perforación, la dirección de movimiento de la máquina, los acimutes de diseño y los desplazamientos de las caras de los pozos. La tarea finaliza con la construcción de un diagrama de arbustos.
3. Ejecución y cementación de sartas de revestimiento
Una vez perforado el intervalo de roca requerido, es necesario bajar el revestimiento al pozo. La carcasa sirve para reforzar las paredes del pozo, aislar capas de absorción y acuíferos.
La carcasa se compone de tuberías con acoplamiento, conexiones sin acoplamiento, roscadas o soldadas y se baja al pozo sección por sección o en un solo paso desde la boca hasta el fondo. La columna se baja en un solo paso si las paredes del pozo son suficientemente estables y la capacidad de elevación del sistema móvil es suficiente. Al adjuntar pozos profundos Se deben utilizar conexiones roscadas o soldadas OK sin acoplamiento.
Existen varios tipos de OK intermedios:
1) continuo – cubriendo todo el pozo desde el fondo hasta la boca, independientemente del soporte del intervalo anterior;
2) revestimientos: para asegurar solo el intervalo abierto del pozo superponiendo el fondo del pozo anterior en una cierta cantidad;
3) columnas secretas: POC especiales que sirven únicamente para cubrir el intervalo de complicaciones y no tienen conexión con las columnas anteriores.
El tendido seccional de sartas de revestimiento y la fijación de pozos con revestimientos surgieron, en primer lugar, como una solución práctica al problema del funcionamiento de sartas de revestimiento pesadas y, en segundo lugar, como una solución al problema de simplificar el diseño de pozos, reduciendo los diámetros de las tuberías de revestimiento. así como los espacios entre las columnas y las paredes del pozo, reduciendo el consumo de metal y materiales de taponamiento.
Para una cementación exitosa y un descenso más eficiente del OK, se utilizan equipos tecnológicos. El equipo incluye los siguientes dispositivos: cabezales de cementación, tapones de separación de cementación, válvulas de retención, zapatas de columna, boquillas guía, centralizadores, raspadores, turbuladores, boquillas de zapata de 1,2 a 1,5 m de largo con orificios de 20 a 30 mm de diámetro en espiral. Empacadores hidráulicos de carcasa como PDM, acoplamientos de cementación por etapas, etc.
· CABEZAL DE CEMENTACIÓN
Los cabezales de cementación están diseñados para crear una conexión estrecha entre la carcasa y las líneas de inyección de las unidades de cementación. La altura de los cabezales cementadores debe permitir su colocación en las eslingas de elevación del sistema móvil y, con el equipo adecuado, su uso al cementar con carcasa móvil.
· TAPONES CEMENTADORES SEPARADORES
Los tapones de compresión están diseñados para separar la lechada de cemento del fluido de compresión cuando se introduce en el espacio anular de los pozos. Hay modificaciones de tapones en las que se realiza una rosca en la parte superior del cuerpo en la superficie interior para un tapón, sin la cual estos tapones pueden usarse como tapones seccionales. El tapón inferior se inserta en la carcasa inmediatamente antes de bombear la lechada de cemento para evitar que se mezcle con el fluido de perforación, y el tapón superior se inserta después de bombear todo el volumen de la lechada de cemento. El canal central en el tapón inferior está bloqueado por un diafragma de goma, que se rompe cuando se asienta sobre el “anillo de tope” y abre un canal para expulsar el mortero de cemento.
· REVISAR VÁLVULAS
Las válvulas de mariposa de retención del tipo TsKOD están diseñadas para el autollenado continuo de la sarta de revestimiento con fluido de perforación al bajarla al pozo, así como para evitar el movimiento inverso de la lechada de cemento desde el anillo y la parada de la cementación de separación. enchufar. Las válvulas del tipo TsKOD se bajan a un pozo con una carcasa sin bola de cierre, que
Preventores de arietes
El preventor fabricado por VZBT (Fig. ХШ.2) consta de un cuerpo de fundición de acero 7, al que se fijan mediante pernos las tapas / de cuatro cilindros hidráulicos. 2. en la cavidad A cilindro 2 pistón principal colocado 3, montado en una varilla 6. Un pistón auxiliar está ubicado dentro del pistón. 4, sirviendo para fijar matrices 10 en el estado cerrado del agujero GRAMO pozo. Para cerrar el agujero con troqueles, el líquido que controla su funcionamiento entra en la cavidad. A, Bajo la influencia de la presión, el pistón se mueve de izquierda a derecha.
Pistón auxiliar 4 también se mueve hacia la derecha, y en la posición final presiona el anillo de retención 5 y así arregla los troqueles 10 en estado cerrado, lo que impide su apertura espontánea. Para abrir el agujero GRAMO barril, es necesario mover los troqueles hacia la izquierda. Para hacer esto, el fluido de control debe suministrarse bajo presión a la cavidad B, que mueve el pistón auxiliar. 4 por acción 6 hacia la izquierda y abre el pestillo 5. Este pistón, habiendo alcanzado el tope en el pistón principal 3, lo mueve hacia la izquierda, revelando así los troqueles. En este caso, el fluido de control ubicado en la cavidad J se introduce en el sistema de control.
Muere 10 Los preventores se pueden reemplazar dependiendo del diámetro de las tuberías a sellar. El extremo de los troqueles alrededor de la circunferencia está sellado con un manguito de goma. 9, y la tapa 1 - empaquetadura //. Cada preventor se controla de forma independiente, pero ambos arietes de cada preventor funcionan simultáneamente. agujeros 8 en la carcasa 7 se utilizan para conectar el preventor al colector. El extremo inferior de la carcasa está unido a la brida de la cabeza del pozo y un preventor universal está unido a su extremo superior.
Como puede ver, un preventor de ariete controlado hidráulicamente debe tener dos líneas de control: una para controlar la fijación de la posición de los arietes y la segunda para moverlos. Los preventores controlados hidráulicamente se utilizan principalmente en la perforación marina. En algunos casos, el preventor inferior está equipado con troqueles con cuchillas cortantes para cortar la sarta de tuberías ubicada en el pozo.
Para la perforación terrestre se utilizan principalmente preventores de ariete de un solo cuerpo con un sistema de movimiento de doble ariete: hidráulico y mecánico sin sistema de control hidráulico para su fijación. El diseño de estos preventores (Fig. XIII.3) es mucho más sencillo. Este preventor consta de un cuerpo 2, en cuyo interior se colocan troqueles y tapas con cilindros hidráulicos 1 y 5. Marco 2 Es una pieza fundida de acero de sección en caja que tiene un orificio pasante vertical con un diámetro de D y una cavidad rectangular horizontal pasante en la que se colocan los troqueles. Los arietes que cubren la boca del pozo están equipados para un determinado tamaño de tubería. Si no hay tuberías de perforación en el pozo, la boca se bloquea con arietes ciegos.
Los troqueles de diseño desmontable constan de un cuerpo 9, revestimientos reemplazables 11 y sello de goma 10. El troquel ensamblado se coloca en la ranura en forma de L. A varilla 7 y se inserta en el cuerpo del preventor. La cavidad de la carcasa está cerrada por ambos lados mediante tapas abisagradas de los cilindros hidráulicos / y 5, articuladas en la carcasa. La tapa está unida al cuerpo con tornillos. 4.
Cada matriz es movida por un pistón. 6 Cilindro hidráulico 8. Aceite del colector 3 A través de tubos de acero y a través de una conexión de boquilla giratoria, ingresa bajo presión a los cilindros hidráulicos. La cavidad de los arietes preventivos en invierno (a una temperatura de -5°C o menos) se calienta con el vapor suministrado a las tuberías de vapor. El pistón con vástago, tapa y cilindros están sellados mediante anillos de goma.
preventores universales
El preventor universal está diseñado para aumentar la confiabilidad del sellado del cabezal del pozo. Su principal elemento de trabajo es un potente sello elástico anular, que cuando el preventor está abierto deja pasar la sarta de tubería de perforación, y cuando está cerrado se comprime, por lo que el sello de goma comprime la tubería (tubo de impulsión, cerradura) y sella el espacio anular entre las columnas de perforación y carcasa. La elasticidad de la junta de goma permite cerrar el preventor en tuberías de distintos diámetros, en cerraduras y portamechas. El uso de preventores universales permite girar y mover la columna con un espacio anular sellado.
La junta anular se comprime como resultado de la acción directa de la fuerza hidráulica sobre el elemento de sellado o como resultado de la acción de esta fuerza sobre la junta a través de un pistón anular especial.
Los preventores universales con elemento obturador esférico y con junta cónica son fabricados por la empresa VZBT.
Un preventor hidráulico universal con sello esférico de acción de émbolo (Fig. XIII.4) consta de una carcasa 3, émbolo de anillo 5 y un sello esférico anular de caucho-metal /. El sello tiene la forma de un anillo macizo reforzado con inserciones metálicas de sección en I para mayor rigidez y menor desgaste debido a una distribución más uniforme de la tensión. Émbolo 5 Forma escalonada con un agujero central. Sellado/fijado con tapa 2 y anillo espaciador 4. El cuerpo, el émbolo y la tapa forman dos cámaras hidráulicas en el preventor. A Y B, aislados entre sí por puños de émbolo.
Cuando el fluido de trabajo se suministra debajo del émbolo 5 a través del orificio en el cuerpo del preventor, el émbolo se mueve hacia arriba y comprime el sello / a lo largo de la esfera para que se expanda hacia el centro y comprima el tubo ubicado dentro del sello anular. En este caso, la presión del fluido de perforación en el pozo actuará sobre el émbolo y comprimirá el sello. Si no hay columna en el pozo, el sello cubre completamente el agujero. Cámara superior B sirve para abrir el preventor. Cuando se bombea aceite, el émbolo se mueve hacia abajo, desplazando el líquido de la cámara. A en la línea de drenaje. El sello se expande y toma su forma original.
El sello de anillo le permite:
tirar de columnas con una longitud total de hasta 2000 m con cerraduras o acoplamientos con chaflanes cónicos en un ángulo de 18°;
caminar y girar columnas;
Abra y cierre repetidamente el preventor.
El diseño del preventor permite sustituir la junta sin desmontarla. El preventor universal puede funcionar mediante una bomba de émbolo manual o una bomba accionada eléctricamente. Tiempo de cierre del preventor universal mediante accionamiento hidráulico 10
Preventores rotativos
Se utiliza un preventor giratorio para sellar la boca del pozo durante la perforación durante la rotación y la inversión de la sarta de perforación, así como durante el disparo y el aumento de presión en el pozo. Este preventor sella el kelly, junta o tubería de perforación, permite subir, bajar o rotar la sarta de perforación, perforar con circulación inversa, con soluciones aireadas, con un agente gaseoso, con un sistema de equilibrio de presión hidrostática sobre la formación, pruebas. Se muestran las formaciones en el proceso de gas.
El elemento principal de un preventor giratorio (Fig. ХШ.5) es un sello. 2, dispuesto a arrastrar el instrumento por su agujero. El sello consta de una base de metal y una parte de goma unida al cañón. 4 utilizando una conexión de bayoneta y pernos. Está protegido contra giros mediante protuberancias enchavetadas que encajan en los cortes del cañón.
El mandril contiene 7 preventores en dos radiales. 5 y un enfoque 6 el cañón está montado sobre rodamientos 4. Sellos de labio 3 sirven para proteger el preventor de la entrada de líquido desde el hueco entre el cañón, el cuerpo y el cartucho. La fijación del cartucho 7 en el cuerpo / se realiza mediante pestillo 9, que se abre bajo la presión del aceite suministrado bomba de mano a través del accesorio 8.