Лопухов А.Н. Справочник инженера по добычи нефти Том 1
Подождите немного. Документ загружается.
Справочник инженера по добыче нефти
А.Н. Лопухов 2008год
81
На внутренней конической поверхности верхнего корпуса
предусмотрена вилка с плашками для ловли штанг за тело. Плашки,
перемещающиеся внутри корпуса на перьях вилки, удерживаются в
крайнем нижнем положении с помощью верхней пружины.
В стенке нижнего корпуса имеются три сквозных паза 12 для
выхода перьев цанги и байонетный паз 11 для перемещения
направляющего винта.
Цанга, вставленная в нижний корпус, предназначена для захвата
штанг за муфту или головку.
При подъеме ловителя цанга подхватывает штангу под муфту или
головку и, не вращаясь, движется вниз до упора в бурт нижнего корпуса.
При этом головка направляющего винта из крайней верхней точки
перемещается в вертикальный участок байонетного паза и удерживает
цангу от вращения.
Штанголовители спускают в лифтовые насосно-компрессорные
трубы на колонне насосных штанг.
Технические характеристики штанголовителей типа ШК
Таблица 6.50
Диаметр элементов
ловимых насосных
штанг
(ГОСТ 13877-80), мм
Основные
размеры, мм
Типоразмер
штанголовителя
Условный диаметр насосно-
компрессорных труб, в
которых производится
ловля, мм
тела
головки
муфты
Грузоподъемность, т
D L
Масса, кг
ШК4719
60
1219 2636 2638
6 47 693 4,9
ШК4719-1
60 -
2636 2638
6 47 540 3,6
ШК5722
73
1222 2646 2646
10 57 762 5,7
ШК5722-1
73 -
2646 2646
10 57 607 4,1
ШК6936
89; 114
1636 3652 3857
11 69 866 8,5
ШК6936-1
89; 114 -
3652 3857
14 69 703 6,0
Колокола ловильные
Колокола ловильные (рисунок 6.37; 6.38) предназначены для
извлечения, оставшейся в скважине колонны бурильных или насосно-
Справочник инженера по добыче нефти
А.Н. Лопухов 2008год
82
компрессорных труб. Захват происходит навинчиванием колокола на
наружную поверхность труб.
Ловильные колокола по назначению подразделяются на несквозные
К и сквозные КС. Сквозные колокола обеспечивают возможность
пропуска сквозь корпус колокола сломанного или безмуфтового конца
ловимой трубы с последующим захватом путем нарезания резьбы на
наружной поверхности замков или муфты.
Все колокола изготовляют правыми и левыми. Правые колокола
применяют для извлечения колонны правых труб целиком и левых труб
по частям (отвинчиванием); левые колокола - для извлечения колонны
левых труб целиком и правых труб по частям.
К буквенному шифру колокола, предназначенному для
использования в эксплуатационной колонне, добавляется буква «Э». За
буквой «Э» в шифре колоколов этого типа указывается число,
определяющее наибольший диаметр ловильной резьбы, затем число,
указывающее условный диаметр эксплуатационной колонны, для работы
в которой предназначен инструмент.
Рисунок 6.37 – Ловильные колокола
а – несквозной типа К; б – сквозной типа КС;
1 - присоединительная резьба к колонне; 2 – ловильная резьба; 3 –
присоединительная резьба к воронке
Пример обозначений:
К 125-103 – колокол типа К с наибольшим диаметром 125мм. и
наименьшим диаметром 103мм. с правой присоединительной резьбой.
Справочник инженера по добыче нефти
А.Н. Лопухов 2008год
83
КС-100Л – колокол типа КС (сквозной) с наибольшим диаметром
ловильной резьбы 100мм. и левой присоединительной резьбой.
К 98-75/112 – колокол типа К с наибольшим диаметром 98мм. и
наименьшим диаметром 75мм., наружным диаметром 112мм. с правой
присоединительной резьбой
Рисунок 6.38 – а) колокол тапа К; б) колокол типа КС
Размерный ряд колоколов
Таблица 6.51
Диаметры, мм
ловильной резьбы
Обозначение
максима
льный
минима
льный
наружны
й
максима
льный
внутренн
ий
минималь
ный
Присоедин
ительная
резьба к
колонне
труб
1 2 3 4 5 6
К 42-25 45 25 65 25 3-50
К 50-34 50 34 65 31 3-50
К 110-91 110 91 132 68 3-101
К 125-103 125 103 148 88 3-121
К 135-113 135 113 170 105 3-133
Справочник инженера по добыче нефти
А.Н. Лопухов 2008год
84
Продолжение таблицы 6.51
1 2 3 4 5 6
К 150-128 150 128 194 117 3-147
К 174-143 174 143 220 140 3-171
КЭ 59-114 59 40 90 35 3-66
КЭ 59 59 40 95 35 3-76
КЭ 68-114 68 50 90 45 3-66
КЭ 68 68 50 95 45 3-76
КЭ 82-127 82 60 102 45 3-76
КЭ 98-140 98 75 112 56 3-88
КЭ 98-146 98 75 118 56 3-88
КЭ 98 98 75 125 56 3-88
КЭ 120-168 120 86 138 56 3-88
КЭ 120 120 86 146 70 3-121
КЭ 137-194 137 105 164 86 3-121
КЭ 137 137 105 170 86 3-121
Сквозные
КСЭ 82 82 64 108 64 89
КСЭ 98 98 78 125 78 89
КСЭ 120-168 120 93 140 93 114
КСБ-100 100 79 122 79 102
КСБ-115 115 94 140 94 114
КСБ-125 125 106 148 106 127
КСБ-150 150 123 178 123 146
КСБ-160 160 138 194 138 168
Справочник инженера по добыче нефти
А.Н. Лопухов 2008год
85
Размерный ряд колоколов
Таблица 6.52
Диаметр, мм. Присоединительная резьба
Ловильные резьбы
Типоразмер
колокола
наибольший наименьший
Наибольший
наружный
К колонне труб К направляющей
1 2 3 4 5 6
К58-40 58 40 90 3-66 ГОСТ 28487-90 89 ГОСТ 633-80
К59-40/95 59 40 95 3-76 ГОСТ 28487-90 В89 ГОСТ631-75
К68-50 68 50 95 3-76 ГОСТ 28487-90 В89 ГОСТ631-75
К68-50/87 68 50 87 3-66 ГОСТ 28487-90 ---------
К70-52 70 52 90 3-66 ГОСТ 28487-90 89 ГОСТ 633-80
К75-47/100 75 47 100 3-76 ГОСТ 28487-90 ---------
К80-55 80 55 105 3-76 ГОСТ 28487-90 ---------
К80-55/114 80 55 114,3 3-76 ГОСТ 28487-90 ---------
К82-60 82 60 103 3-76 ГОСТ 28487-90 102 ГОСТ 633-80
К82-60/95 82 60 95 3-76 ГОСТ 28487-90 102 ГОСТ 633-80
К85-64 85 64 102 3-76 ГОСТ 28487-90 102 ГОСТ 633-80
К90-70/120 90 70 120 3-76 ГОСТ 28487-90 ---------
К98-75 98 75 125 3-88 ГОСТ 28487-90 В114 ГОСТ 633-80
К98-75/112 98 75 112 3-88 ГОСТ 28487-90 В114 ГОСТ 633-80
Справочник инженера по добыче нефти
А.Н. Лопухов 2008год
86
Продолжение таблицы 6.52
1 2 3 4 5 6
К98-75/118 98 75 118 3-88 ГОСТ 28487-90 В114 ГОСТ 633-80
К100-73 100 73 122 3-88 ГОСТ 28487-90 В114 ГОСТ 633-80
К100-78 100 78 122 3-88 ГОСТ 28487-90 В114 ГОСТ 633-80
К103-85 103 85 132 3-88 ГОСТ 28487-90 127 ГОСТ 632-80
К105-60/118 105 60 118 3-76 ГОСТ 28487-90 ---------
Справочник инженера по добыче нефти
А.Н. Лопухов 2008год
87
Ловильные метчики (рисунок 6.39)
Метчики предназначены для ловли НКТ и подразделяются на:
универсальные эксплуатационные (МЭУ), специальные
эксплуатационные (МЭС); универсальные бурильные (МБУ) и
специальный замковый метчик (МСЗ).
На поверхность конусной части МЭУ (конусность 1:8) нанесена
резьба специального профиля (8 ниток на 25,4мм длины резьбы) для
врезания в тело аварийных труб и имеются 4–5 продольных канавок для
выхода стружек. МЭУ выпускают с правым и левым направлением
резьбы.
МЭС предназначен, для
захвата НКТ за резьбу муфты и
для извлечения аварийных труб.
Конструкция этих метчиков
аналогична конструкции МЭУ. Их
выпускают с ловильной резьбой
правого и левого направления.
МБУ предназначен для
ловли бурильных труб.
Конусность ловильной резьбы
1:16.
МСЗ предназначен для
ловли аварийных труб за
внутреннюю замковую опору.
Пример обозначения:
МСЗ-73 – метчик типа МСЗ
для ввинчивания в замковую
опору.
МСЗ-73Л – то же, с левой
резьбой.
МЭУ 46-80 – метчик
универсальный типа МЭУ с
наименьшим диаметром
ловильной резьбы 46мм. и
наибольшим диаметром резьбы
80мм.
МЭУ 46-80Л – то же, с
левой резьбой.
Рисунок 6.39 – Метчики; а)
типа МСЗ, МЭС; б) типа МБУ,
МЭУ
Справочник инженера по добыче нефти
А.Н. Лопухов 2008год
88
Техническая характеристика метчиков типа МЭУ
Таблица 6.53
Типоразмер метчика
Условный диаметр
ловильных труб, мм
(ГОСТ 633-80)
Условный диаметр
колонны обсадных труб,
в которой производится
ловля, мм
Грузоподъемность, т
Присоединительная
резьба, (замковая)
Масса, кг
МЭУ 36-60
МЭУ 36-60Л
48; В48
114168
30
350
6,5
МЭУ 46-80
МЭУ 46-80Л
60; В60
73; В73
114178
45
376
11,0
МЭУ 69-100
МЭУ 69-100Л
89;В89
140273
60
388
19,0
МЭУ 85-127
МЭУ 85-127Л
102; В102
114; В114
168273
75
3117
34,0
Размерный ряд метчиков
Таблица 6.54
Диаметр, мм
ловильной резьбы
Обозначение
минимал
ьный
максима
льный
наружный
максималь
ный
внутре
ннего
канала
Присоедин
ительная
резьба к
колонне
труб по
ГОСТ
5286-75
1 2 3 4 5 6
МЭУ 36-60 36 60 65 15 3-50
МЭУ 46-80 46 80 90 17 3-76
МЭУ 69-100 69 100 108 20 3-88
МЭУ 85-127 85 127 134 30 3-117
МЭС-В33 В-33 ГОСТ 633-80 65 12 3-50
МЭС-В42 В-42 ГОСТ 633-80 65 15 3-50
МЭС-48 48 ГОСТ 633-80 65 15 3-50
МЭС-В48 В-48 ГОСТ 633-80 65 15 3-50
Справочник инженера по добыче нефти
А.Н. Лопухов 2008год
89
Продолжение таблицы 6.54
1 2 3 4 5 6
МЭС-60 60 ГОСТ 633-80 90 20 3-76
МЭС-В60 В-60 ГОСТ 633-80 90 20 3-76
МЭС-73 73 ГОСТ 633-80 90 20 3-76
МЭС-В73 В-43 ГОСТ 633-80 90 20 3-76
МЭС-89 89 ГОСТ 633-80 108 30 3-88
МЭС-В89 В-89 ГОСТ 633-80 108 30 3-88
МЭС-102 102 ГОСТ 633-80 134 40 3-117
МЭС-В102 В-102 ГОСТ 633-80 134 40 3-117
МЭС-114 114 ГОСТ 633-80 134 50 3-117
МЭС-В114 В-144 ГОСТ 633-80 134 50 3-117
МБУ 20-45 20 45,6 80 10 3-66
МБУ 22-54 22 54,2 95 10 3-76
МБУ 32-73 32 73,1 108 14 3-88
МБУ 58-94 58 93,7 120 22 3-102
МБУ 74-120 74 120,3 178 32 3-147
МБУ 100-142 100 142,5 203 50 3-171
МБУ 127-164 127 164,5 220 70 3-189
МСЗ-66 3-66 80 16 3-66
МСЗ-73 3-73 86 16 3-73
МСЗ-76 3-76 95 16 3-76
МСЗ-86 3-86 108 16 3-86
МСЗ-88 3-88 108 16 3-88
МСЗ-102 3-102 120 30 3-102
МСЗ-117 3-117 140 50 3-117
МСЗ-122 3-122 146 50 3-122
МСЗ-133 3-133 155 50 3-133
МСЗ-140 3-140 172 50 3-140
Справочник инженера по добыче нефти
А.Н. Лопухов 2008год
90
Овершот
Овершот (рисунок 6.40) с запорной втулкой предназначен для
залавливания за муфту насосно-компрессорных труб диаметром 60, 70 и
89мм в колонне 5 и 6дюймов.
Рисунок 6.40 - Овершот
1 – переводник; 2 – упор; 3 – клапан; 4 – пружина; 5 - штифт; 6 - запорная втулка; 7
– корпус; 8 - овершот; 9 - направляющая
Принцип работы:
Муфта НКТ, пройдя через овершот, упирается в клапан 3. Клапан,
передвигаясь вверх, срезает штифт 5 и запорная втулка 6 падает на
овершот 8. Жидкость с НКТ сливается через сливные отверстия упора 2 и
клапана 3. Когда аварийных труб в скважине мало, определяем
заловились аварийные НКТ или нет по давлению в НКТ, для чего
разгружаем инструмент, отверстия в клапане закроются за счет конусной
посадки клапана и перекрытия отверстий А и Б. Давление в НКТ
возрастает. Овершоты сменные.
Размерный ряд овершотов
Таблица 6.55
Условный
диаметр, мм
Наружный диаметр,
мм
Обозначение
ЭК НКТ
Грузо
подъе
мност
ь, т
воронки корпуса
Длина,
мм
ОЭ2-48114
114
146
48
10
95
95
1000
ОЭ2-60146
146
168
194-273
60
15
116
135
160-242
116
1050
ОЭ2-73168
168
194
219-273
73
20
135
160
188-242
135
1200