в) смятия, среза или износа витков резьбы;
г) сильного повреждения или износа наружной поверхности муфтового конца трубы;
д) наличие трещин в резьбах или по телу трубы;
е) повышенного отклонения от прямолинейности, препятствующего свободному прохождению съемного керноприемника.
4.3. Отбракованные трубы возвращаются на базу для их последующей комплексной дефектоскопии и калибровки.
4.4. Новые бурильные трубы должны храниться в заводской упаковке на стеллажах, отдельно от труб другого сортамента.
5. При проведении СПО съемного керноприемника ССК-59 на лебедке ЛГ-2000 должна быть установлена ведущая звездочка с числом зубьев 13.
Комплект средств тампонирования включает в себя тампонажное устройство ТУ-8; пакер гидравлический с комбинированным герметизирующим элементом ПГК-1 (максимальный диаметр перекрываемой скважины 85 мм), пакер гидравлический с эластичным герметизирующим элементом ПГЭ-1 (максимальный диаметр перекрываемой скважины 110 мм).
Принцип действия
1. Пакер ПГК-1 (рис. 1).
Основными элементами пакера ПГК-1 являются цилиндрическая 5 и самоуплотняющаяся 6 манжеты, смонтированные на штоке 4, с возможностью свободного перемещения манжет по штоку. В полости манжеты 5 расположен ограничитель 3, предотвращающий возникновение остаточной деформации резины манжеты при усилии, возникающем от перепада давления в подпакерной зоне.
В верхней части штока размещена муфта 2, жестко связывающая шток с манжетой, что позволяет освобождать устройство в случае «прилипания» резины манжеты к стенкам скважины, и переходник 1, предназначенный для присоединения пакера к колонне бурильных труб или погружному смесителю.
В транспортном положении манжета 6 перекрыта кожухом 9, который с помощью винтов 10 крепится к пробке 12.
В нижней части штока находится втулка 8, которая жестко связана со штоком 4 штифтом 13, выполненным из алюминиевой или медной проволоки диаметром 2,5-3 мм. Наконечник 15 с помощью ниппеля 14 соединяется со штоком 4 и ограничивает перемещение втулки 8 и пробки 12. После спуска пакера на колонне бурильных труб в нее забрасывается шар 7, он перекрывает центральный канал втулки 8. При нагнетании жидкости давление в колонне бурильных труб повышается, в результате штифт срезается и втулка, перемещаясь до упора в наконечник, освобождает пробку. Последняя совместно с кожухом перемещается вниз, освобождая манжету 6, которая раскрывается и перекрывает ствол скважины. После завершения работ давление в нагнетательной системе сбрасывается и пакер извлекается на поверхность. Если производится исследование ствола скважины с целью определения зоны поглощения, то ПГК-1 может использоваться многократно (снизу - вверх).
2. Пакер ПГЭ-1 (рис. 2).
На стволе 11 расположены подпружиненный клапан 8, рукав 12 с подвижной нижней заделкой, которая включает ниппель 13 и муфту 14, и верхней заделкой. При чем ниппель 10 верхней заделки и, следовательно, рукав жестко связаны посредством патрубка 6 с переходником 5, соединенным с помощью резьбы со стволом 11. Между ними находится седло клапана 7. Шток 2 соединен с переходником 5 посредством левой резьбы.
В верхней части штока находится переходник 1 для присоединения пакера к колонне бурильных труб или погружному смесителю.
В нижней части ствола 11 расположен клапан, регламентирующий перепад давления и состоящий из шара 16, втулки 17 и штифта 18. Втулка фиксируется относительно наконечника штифтом. Кроме того, к наконечнику присоединен конус 19 с выступом в нижней части, препятствующим перемещение шара и втулки.
Перед спуском пакера в скважину полость, образованная стволом 11 и рукавом 12, заполняется водой, с целью предотвращения деформации рукава воздухом. Затем пакер присоединяют к колонне бурильных труб или погружному смесителю и опускают в заданный интервал скважины.
Для установки пакера в колонну бурильных труб забрасывается шар 16, давление в колонне бурильных труб повышает до величины, меньшей усилия, вызывающего разрушение штифта, и выдерживают в течение 2-3 минут.
При дальнейшем повышении давления штифт 18 разрушается, освобождая втулку 17, которая вместе с шаром перемещается до упора в ограничительный бурт конуса 19. Устройство сообщается со скважиной, и происходит резкий сброс давления. Благодаря этому клапан 8 под воздействием усилия пружины 9 и перепада давления перемещается по стволу 11 до упора в седло 7, фиксируя рукав в рабочем положении.
Для извлечения пакера на поверхность бурильные трубы вращают вправо (8-10 оборотов.).
3. Тампонажное устройство ТУ-8 (рис. 3) включает контейнер и собственно смеситель.
Контейнер состоит из концентрично расположенных труб наружных 3, соединенных ниппелем 6, и внутренних 4, соединенных муфтой 5. В верхней части контейнера расположены переходник 2 и головка 1.
В нижней части контейнера находится опора 10. Смеситель включает пяту 7 со сменными винтами, втулку 11, которая с помощью штифта 12 крепится относительно пяты и препятствует преждевременному истечению ускорителя схватывания, гайку наконечника, сочлененного посредством патрубка 13 с опорой 10.
Полость контейнера заполняется ускорителем схватывания, сверху которого заливается разделительная пробка.
После зарядки контейнера устройство доставляется в заданный интервал скважины и затем в колонну бурильных труб нагнетается основной компонент. Причем, в начале закачивания компонента в бурильные трубы забрасывается шар, плотность которого равна плотности цементного раствора. Благодаря этому открытие насадок происходит при достижении основным компонентом пяты.
Насадки открываются и ускоритель схватывания выдавливается из полости контейнера основным компонентом.
Уважаемый посетитель!
Чтобы распечатать файл, скачайте его (в формате Word).
Ссылка на скачивание - внизу страницы.