А   Б  В  Г  Д  Е  Є  Ж  З  І  Ї  Й  К  Л  М  Н  О  П  Р  С  Т  У  Ф  Х  Ц  Ч  Ш  Щ  Ю  Я 


Провертання - колона

Провертання колони, її осьовий рух в процесі промивки не тільки виключають прихвати, але і сприяють прискоренню очищення стовбура.

При провертанні колони разом зі стовбуром вертлюга обертаються корпус токос'емника і контактна кільце. Нерухомими залишаються кожух і щіткотримачі. Останні через штепсельної вилки з'єднані з ПНБ.

При турбінному способі буріння з проворачиванием колони ротором, як і при інших способах буріння, на бурильну колону одночасно діють осьові навантаження від власної ваги, що визначаються для кожного розрахункового перерізу за формулою (537), що обертає момент ротора і реактивний момент на турбобура.

Затягування ліквідується яким чином (ходіння колони, проворачиванием колони Існує кілька причин затяжок. Штанговращателем - механічне пристосування, що закріплюється на Сальникова штоку для повільного провертання колони штанг і плунжера на заворот при кожному ході головки балансира.

Силу удару, створювану при роботі УЛП, регулюють з гирла свердловини проворачиванием колони за годинниковою стрілкою на розрахунковий кут, який фіксують стопорними пристроями ротора.

Сила удару, створювана при роботі УЛП- 190-1 регулюється з гирла свердловини проворачиванием колони за годинниковою стрілкою на розрахунковий кут, який фіксується стопорними пристроями ротора. Напрямок удару визначається в залежності від природи і характеру прихвата. У разі заклинювання колони при спуску удари повинні бути спрямовані вгору, при підйомі - вниз. Динамічні навантаження, створювані пристроєм при ударі вгору, сприймаються кулачками і штоком за допомогою кільцевих проточек, що дозволяють витримувати значні сили і охороняти зварні з'єднання кулачків від осьових навантажень. Удари вниз виробляються безпосередньо корпусом по упору, виконаному на нижньому замковому з'єднанні штанги.

Кільцевій ущільнювач універсального превентора повинен дозволяти: протягування колони труб загальною довжиною не менше 2000 м при тиску в свердловині не більше 10 МПа з замковими муфтовими сполуками зі спеціальними фасками, знятими під кутом 18; ходіння і проворачивание колони; відкриття і закриття превентора на розрахункове число циклів; швидку заміну кільцевого ущільнювача без демонтажу превентора.

В процесі спуску бурильних труб згвинчувати замкові з'єднання закріплюють машинними ключами, при цьому ротор повинен бути зупинений, щоб попередити випадкове обертання бурильної колони з нарізним роз'єднувачем, крім тих випадків, коли в компонуванні колони встановлено спеціальний пристрій, що допускає проворачивание колони труб.

Згідно ОСТу 26 - 02 - 76 кільцевої ущільнювач універсального превентора повинен дозволяти: протягування колони труб загальною довжиною не менше 2000 м при тиску в свердловині не більше 10 МПа з замковими або муфтовими сполуками зі спеціальними знятими фасками під кутом 18; ходіння і проворачивание колони; відкриття і закриття превентора на розрахункове число циклів; швидку заміну кільцевого ущільнювача без демонтажу превентора.

Принципова схема пісочного якоря прямої дії. При великій кривизні стовбура свердловини спостерігається інтенсивне стирання НКТ і штанг аж до утворення довгих щілин в трубах або обриву штанг. Для повільного провертання колони штанг і плунжера на виворіт при кожному ході головки балансира з метою запобігання одностороннього стирання штанг, муфт і плунжера при використанні пластинчастих скребків застосовують штанговращателем. Застосовують також протекторні і напрямні муфти, скребки-завіхрітелі.

При великій кривизні стовбура свердловини (на родовищах Західного Сибіру доцільне розміщення похилих свердловин кущами) спостерігається інтенсивне стирання насосно-компресорних труб і штанг аж до утворення довгих щілин в трубах або обриву штанг. Для повільного провертання колони штанг і плунжера на заворот при кожному ході головки балансира з метою запобігання одностороннього стирання штанг, муфт і плунжера, запобігання відгвинчування штанг і видалення парафіну при використанні пластинчастих скребків застосовують штанговращателем. Він складається з круглого зубчастого диска, закріпленого на гирловому штоку горизонтально, і храпового механізму з шарнірним зубом і важелем, який тросом з'єднується з нерухомою точкою. При кожному хитанні балансира трос натягується і за допомогою храпового механізму повертає диск і відповідно штанги на один крок зубчастого диска. Штанги роблять один оборот за число хитань, дорівнює кількості зубів в диску по його периметру.

Превентор плашковий ППБ156Х320. Противикидне обладнання призначене для герметизації гирла буряться нафтових і газових свердловин з метою попередження відкритих викидів і впливу на свердловину при проявах під час структурно-пошукового буріння і капітального ремонту свердловин. За допомогою цього обладнання можна швидко і надійно герметизувати гирлі свердловини при наявності і відсутності в ній колони труб; здійснити витра-ня і проворачивание колони труб при герметизированном гирлі для запобігання прихвата; створити циркуляцію розчину з протитиском на пласт; закачати розчин в пласт буровими насосами або насосними агрегатами і здійснити термінову розрядку свердловини.

Після закінчення цієї операції в нижній ніпель встановлюється зворотний клапан і при тиску в насосно-компресорних трубах, рівному 240 кгс /см2 фіксується нижній гідравлічний пакер. Герметичність посадки пакера перевіряється при тиску в засурмили-ном просторі, рівному 100 кгс /см2 і по відсутності переливу рідини в насосно-компресорних трубах. Потім проворачиванием колони насосно-компресорних труб на 8 - 10 оборотів за годинниковою стрілкою відгвинчують безпечний з'єднувач і піднімають ці труби на поверхню, після чого спускають коротку колону насосно-компресорних труб з засувкою для пакера (для зміцнення короткої колони з па-Кером), з патрубком з ексцентричним кишенею для установки газ-ліфтние клапана, ніпелем глухий пробки і циркуляційним клапаном.

У розрахунках використовують абсолютну величину сили Nxc, так як знак означає тільки напрямок її дії. При позитивному значенні сили колона впливає на верхню стінку свердловини, при негативному - колона притискається до нижньої стінки. В тому і в іншому випадках потрібна енергія для провертання колони в свердловині на інтервалі, рівному кутку обхвату. Рівність сили /УІС нулю вказує на можливість зависання частини колони. Зміна знака також викликає перерозподіл зусиль притиснення колони на інтервалі набору кута і впливає на витрати потужності, збільшуючи або зменшуючи її.

При бурінні похило спрямованих свердловин доводиться здійснювати орієнтоване викривлення або кореляцію напрямку стовбура свердловини. Наявність в бурильної колоні секцій з різними параметрами жорсткості накладає додаткові вимоги при визначенні необхідного кута повороту бурильної колони для орієнтування отклонітеля в свердловині в заданому напрямку. Профіль стовбура свердловини, а також різні жорсткість і вагу ділянок бурильної колони визначають основні сили, які притискають колону до стінок свердловини і перешкоджають проворачиванию колони під впливом реактивного моменту турбобура.

Дистанційний глибинний манометр УДГМ-1. Для отримання достовірних значень забійних тисків глибинний манометр бажано встановлювати перед фільтром. Вище манометра перед насосом встановлюють перфоровану трубу. При наявності газового якоря будь-якої конструкції глибинний манометр встановлюють нижче газового якоря. Насосні труби і кабель спускають одночасно. У міру спуску насосних труб відбувається змотування кабелю з барабана. Кріплення кабелю до труб проводиться за допомогою поясів з смугового заліза з пряжками. До кожної трубі кабель кріпиться двома поясами. При спуску труб не можна допускати проворачивание спущеною колони, так як це може призвести до закручування кабелю навколо труб і збільшення габариту колони, внаслідок чого зростає небезпека механічних пошкоджень кабелю.