5.2. Вторая испытательная скважина

Это полевое испытание проводилось на интервале Φ311,1 мм второй секции скважины Luo 69 на месторождении Шенли.Скважина имеет проектную глубину 3200 м. Интервал испытаний 2200 ~ 2910 м. Буровая формация — это пачка от формации Дунъин до формации Шахэцзе Sha-4. Комбинация бурильной колонны представляла собой буровое оборудование PDC с повышенным давлением Φ311,1 мм + нагнетатель JZZY-1 + 6 утяжеленных бурильных труб Φ203,3 мм + 9 утяжеленных бурильных труб Φ177,8 мм + бурильная колонна Φ127,0 мм. Параметры бурения: WOB: 60 ~ 100 кН; скорость поворотного стола: 110 ~ 120 об / мин; смещение: 45 ~ 48 л / мин; давление насоса: 17 ~ 18 МПа.

Этот прибор отработал в скважине 93 года.7 часов. Чистое рабочее время составило 69 часов. Метраж непрерывного бурения составил 710 м.

Интервал испытаний в скважине Luo 69 сравнивается с интервалом соседнего Luo 68, в котором использовалась практически такая же комбинация бурильной колонны и параметры бурения, что и для Luo 69. Буровое долото PDC. Тестовая скважина и сравниваемая скважина находятся в одном пласте, и в Таблице 1 сравнивается средняя скорость бурения тестовой скважины (Luo69) и сравнительной скважины (Luo68). Из этой таблицы средняя скорость бурения Luo 69 увеличена на 85.4% по сравнению с Luo 68. Очевидно, что устройство амортизации и гидравлического наддува внутрискважинной бурильной колонны может значительно увеличить скорость механического бурения, особенно когда речь идет о глубоких твердых породах.

Пласт Интервал скважин / м ⁢Ср. скорость механического сверления / (м⋅ч −1 ) Относительная скорость ускорения,% Luo68 Luo69 Dongying 2200 ~ 2510 8.86 20.91 136 Sha-1 2510 ~ 2750 8.90 10.60 19 Sha-2 2750 ~ 2830 5.02 6.52 30 Sha-3 2830 ~ 2850 3,57 5,96 70 Sha-4 2850 ~ 2910 1,92 6,78 254 Весь интервал испытаний 2200 ~ 2910 6. 19 11,49 85,8

5.3. Третья испытательная скважина

Третья испытательная скважина была проведена на скважине KS502. Пласты малоперерабатываемые и содержат много галечниковых интервалов. С момента начала бурения до сегодняшнего дня всего на 1966 метров проходки было потрачено 20 буровых долот. При извлечении из скважины буровые долота имеют низкую новизну и сильное истирание. Кроме того, эта скважина имеет избыточный угол падения пласта и склонна к прогибу.

Формация этой испытательной скважины — неозойская неогеновая формация Куче. Литология формации в основном включает гранулы и серый галечный песчаник, прерываемый илистым алевролитом и коричневым аргиллитом. Интервал испытаний составляет 173 м, в том числе гранулы 8 м с содержанием гравия более 90%, алевролит 31 м с содержанием гравия 65–90%, псефитовый песчаник 7 м с содержанием гравия 30–65% и мелкозернистый песок 59 м с содержанием 20% –30% щебень. Остальные интервалы представлены преимущественно илистыми алевролитами и алевритовыми аргиллитами с 31-метровым илистым алевролитом, 33-метровым илистым аргиллитом и 4-метровым коричневым аргиллитом.

Долото буровое . Есть лучший T1665GY с комбинацией сопел: W16 4 + W14 4.

Комбинация сверления для этого теста . Он состоит из бурового станка Φ335 + устройства амортизации и гидравлического наддува скважинной колонны Φ228 + центратора Φ228DC + центратора Φ334 + поплавкового клапана + без магнитной утяжеленной бурильной трубы + центратора Φ334 + Φ228DC 2 + Φ203DC 14 + бурового яса Φ203 + Φ203DC 3 + Φ139HWDP 14 + Φ139DP.

Буровой раствор Тип . Буровой раствор — это система бурового раствора на основе полисульфида хлорида калия.Относительная плотность бурового раствора составляет 1,7 ~ 1,75 г / см ³ . Вязкость 65–75 с. Пластическая вязкость 30–40 МПа · с.

Аппарат разместился на высоте 1794 м и сработал в 1966 м. Наработка в скважине составила 133 часа. Чистое время бурения составило 86,8 часа. Общий метраж составил 173 м. При извлечении из колодца инструмент оставался визуально цельным без видимых повреждений.

С 1498 по 1678 м использовалось буровое долото PDC в сочетании с Power-V. Буровая коронка GP1635.Размер ствола скважины Φ335 мм. Интервал бурения содержит интервалы аргиллитов и алевритов, а также интервалы песчаников. Этот интервал примыкает к интервалу бурения, где данное устройство применяется с лучшими буровыми долотами PDC. Долото идентично (оба представляют собой прессованные поликристаллические алмазы с 6 лопастями и 16 мм), и диаметр скважины такой же. Таким образом, эти два интервала сопоставимы для сравнения механической скорости в соответствии с литологией и формацией.

По сравнению с таблицами 2 и 3, скорость механического бурения на 12% выше, чем в соседнем интервале, когда нагрузка на долото в испытательном интервале намного меньше, чем в соседнем интервале.В интервале песчаника скорость тестового интервала на 80% выше, чем в соседнем интервале. Следует отметить, что средняя доля гравия в интервале испытаний была выше 60% при сравнении интервалов песчаника, в то время как интервал сравнения составлял около 30%.

900 Сравнение скоростей Метод бурения Глубина скважины / м Литология Скорость / м / ч Сравнение ускорений /% Интервал испытаний PDC + забойный устройство амортизации и гидронагнетания 1848–1966 Гранулы, алевролиты, песчаники псефитовые (с содержанием гравия более 60%) 1. 44 + 80% Интервал сравнения PDC + Power-V 1674–1678 Псефитовый песчаник (примерно 30% гравия) 0,8

Соседние скважины рядом с КС502 — это КС5 и КС501, но эти скважины конструктивно отличаются от испытательной. На ту же глубину — 444.Буровое долото 5 м использовалось как для KS5, так и для KS501. Хотя размер сверления отличается, результат сверления все же является показательным. В таблице 4 сравнивается скорость механического бурения KS502 и соседних скважин.

Идентификационный номер скважины Интервал / м Формация Модель бурения Скорость / м / ч Сравнение скоростей KS502 1794–1966 Kuche T1665GY 2 KS5 1892–2011 M1665SSCR 1. 44 + 39% KS501 1868–1988 CK506DKG 1,14 + 75%

. Скорость тестовой скважины КС502 на 39% выше соседней КС5 и на 75% выше КС501 в ближнем интервале того же пласта. Хотя размеры ствола скважины различаются, это сравнение все же может указывать на ускоряющий эффект устройства амортизации и гидравлического наддува скважинной колонны.

Согласно данным бурения трех испытательных скважин, устройство амортизации и гидравлического наддува бурильной колонны может увеличивать скорость бурения при тех же условиях бурения. Это устройство имеет стабильную работу и надежную конструкцию. Его срок службы подходит для широкого применения в полевых условиях. Кроме того, полевые испытания также подтверждают превосходный эффект амортизации этого устройства. При бурении твердых и сложных пластов также уменьшалась сильная вибрация бурового пола, вызванная отскоками при бурении.

6. Выводы

(1) Вибрация бурильной колонны поглощается для нагнетания бурового раствора. Эта идея объединяет амортизацию бурильной колонны с наддувом скважинного бурового раствора. Соответственно, было разработано устройство для амортизации ударов и гидравлического наддува в бурильной колонне. (2) По сравнению с предыдущими устройствами для наддува скважин, устройство для амортизации и гидравлического наддува бурильной колонны больше подходит для увеличения давления струи в неблагоприятных скважинных условиях.Он имеет простую конструкцию и менее уязвимые части, поэтому он может обеспечить более длительный срок службы. (3) Полевые испытания показывают, что это устройство способно увеличить скорость бурения и снизить вибрацию бурильной колонны. Возможно использование продольной вибрации бурильной колонны для увеличения давления бурового раствора в скважине. Устройство на основе вибрации бурильной колонны заслуживает дальнейшего изучения. Разработка и продвижение этого устройства станет мощной поддержкой для безопасного и эффективного бурения глубоких и сверхглубоких скважин. (4) Необходимы дальнейшие усилия по исследованию пригодности этого устройства для формирования, что повысит его надежность и постепенно расширит область его применения. Кроме того, это исследование также открыло двери для применения вибрации бурильной колонны в области ускорения. Можно ожидать, что эта энергия будет использоваться более широко по мере углубления исследований.

Конкурирующие интересы

Авторы заявляют, что у них нет конкурирующих интересов.

Благодарности

Авторы выражают благодарность Национальной программе по ключевым проектам фундаментальных исследований Китая (Программа 973) (грант No.2010CB226706), Национальный крупный проект по науке и технологиям Министерства науки и технологий Китая (грант № 2011ZX05021-001) и Национальный крупный проект по науке и технологиям Министерства науки и технологий Китая (грант № 2011ZX05005). -006-007 Гц). Тип

этапа ОДМ цементируя воротник гидравлический, механический этап цементируя воротник

Муфта ступенчатого цементирования Гидравлическая муфта (двухступенчатая)

Гидравлическая муфта ступенчатого цементирования — это проверенный на практике ступенчатый инструмент, отвечающий требованиям проблемы цементирования скважин под любым углом с гидравлически открываемым портом система. Он специально разработан для горизонтальных участков / пластов, Инструмент для многоступенчатого цементирования можно разместить в любом месте обсадной колонны. это Система PDC-срезных штифтов с возможностью высверливания и регулировки в полевых условиях.

Когда запорная пробка первой ступени приземляется на запорную перегородку, увеличивается внутреннее давление в корпусе гидравлически открывает инструмент сцены, позволяя циркуляции, а затем цемент второй ступени, чтобы пройти через порты в кольцевое пространство над инструментом. Заглушка при отпускании стирает внутренний диаметр корпуса. очистите от цемента перед тем, как натолкнуться на закрывающееся седло.Повышенное давление сдвигает закрытие седла вниз, освобождение фиксирующих выступов и закрытие инструмента. Стопорное кольцо фиксирует втулку на месте, обеспечивая блокировку столика.

Муфта ступенчатого цементирования Механический тип (двухступенчатая)

Муфта ступенчатого цементирования используется для эффективного цементирования верхних секций обсадная колонна после вытеснения цемента вокруг нижней секции. Множественный Муфта ступенчатого цементирования позволяет открывать и закрывать портовые отверстия для вытеснение цемента и принудительное удержание цемента после вытеснения.Все внутренние детали легко просверливаются и надежно удерживаются от проворачивания во время сверления. Втулка закрытия порта надежно заблокирован в положении после цементирования. После установки воротника на глубина схватывания, нижняя часть цементируется обычным способом, за исключением того, что цемент вытесняется гибким цементировочная пробка, снабженная воротником. Это упирается в отсечку Перегородка. Небольшое повышение давления до 300-400 PSI. убедится, что вилка на месте в Baffle.

Портовые отверстия муфты многоэтапного цементирования открыты для выполнения второй этап — сбросить трип-бомбу и применить примерно 800-1000 П.S.I. давление. Вторая ступень вытесняется заглушкой, которая также поставляется с Инструментом. Когда замыкающая пробка бьет примерно на 800-1000 P.S.I. давление закроет портовые отверстия.

Гидравлическая и механическая муфта ступенчатого цементирования на продажу

Муфта ступенчатого цементирования

Двухэтапное цементирование является наиболее распространенным из методов многоступенчатого цементирования.

У нас есть 2 типа: механическая муфта ступени и гидравлическая муфта ступени

Типичный размер: 7 ″, 9 5/8 ″, 13 3/8 ″

Описание

Двухступенчатая цементировочная муфта обеспечивает эффективный и экономичный способ цементирования одного или двух определенных интервалов обсадной колонны или цементирования верхних зон после цементирования нижней зоны. Манжета должна использоваться с центраторами вверху и внизу, а цементировочная корзина должна располагаться под портами. Работа ошейника проста и надежна. Он оснащен двойным стопорным механизмом, состоящим из стопорного кольца и системы шарикового стопора, чтобы гарантировать, что порты будут постоянно заблокированы закрытыми после завершения цементирования. Внутренние части спроектированы так, чтобы блокироваться для предотвращения вращения во время сверления, и изготовлены из легко просверливаемых материалов.

Двухэтапное цементирование является наиболее распространенным из методов многоступенчатого цементирования.Инструменты для многоступенчатого цементирования позволяют цементировать выбранные интервалы вокруг обсадной колонны в отдельные промежутки времени или поэтапно. Новые технологии и методы привели к использованию легких цементных растворов в некоторых ситуациях, которые обычно требуют многоступенчатого цементирования муфт.

Мы являемся производителем и поставщиком цементирующих муфт с API 5CT. Могут быть предложены гидравлические и механические муфты для ступенчатого цементирования.

Механический хомут

Mechanical Stage (Инструмент для цементирования механической ступени) позволяет цементировать обсадную колонну в два этапа.Эти ошейники устанавливают стандарт надежности, рентабельности и простоты использования с выдающимися встроенными функциями и качеством. Они являются предпочтительным выбором, когда для бурения требуются проверенные технологии и низкий риск. Компактная и простая конструкция сводит к минимуму количество движущихся частей и упрощает обращение с инструментами.

Четкие индикации открытия и закрытия манжеты на поверхности соответствуют гидравлическим условиям скважины для более безопасной и эффективной работы.Внутренние втулки повышают надежность и предотвращают преждевременное открывание из-за ограничений образования приложенных давлений.

Снижает общее давление закачки в длинных обсадных колоннах.

Гидравлическая муфта ступени

Гидравлическая муфта ступени (инструмент для гидравлического ступенчатого цементирования) решает задачи цементирования скважин под любым углом с помощью гидравлически открываемой системы портов. Ступенчатая муфта, разработанная специально для горизонтального заканчивания, специально используется для первичного цементирования в условиях глубоких вертикальных или сильно наклонных горизонтальных скважин.

Снижает общее гидростатическое давление в слабых пластах для предотвращения потери циркуляции во время цементирования.

Четкая индикация давления открытия и закрытия обеспечивает более безопасную и эффективную работу.

Давление открытия муфты ступени можно регулировать на буровой в соответствии с требованиями скважины, что обеспечивает эксплуатационную гибкость.

• 1. Давление открытия можно отрегулировать, оно не зависит от угла отверстия. Характеристики
• 2.Конструкция для сброса давления предотвращает захват жидкости и сжатие во время фазы закрытия работы инструмента
• 3. Внутренний диаметр верхнего / нижнего переводника такой же, как у обсадной колонны, но меньше, чем у закрывающей втулки, что может минимизировать вероятность повреждение закрывающей втулки.
• 4. Внутренние седла изготовлены из легко просверливаемого каучука / алюминия NBR. Открывающиеся и закрывающиеся сиденья блокируются от вращения для облегчения высверливания.

Инструмент для цементирования на этапе бурения — это специальное оборудование, разделяющее работы по цементированию вдвое.В основном он используется при следующих состояниях.

Приложение

— это специальное оборудование, которое дважды делило цементировочные работы.

1. Гидравлическая муфта ступени позволяет цементировать скважины под любым углом с помощью гидравлически открываемой системы портов.

2. Муфта ступенчатая, разработанная специально для горизонтального заканчивания.

3. Он специально используется для первичного цементирования в условиях глубоких вертикальных или сильно наклонных горизонтальных скважин.

4. Снижает общее гидростатическое давление в слабых пластах для предотвращения потери циркуляции во время цементирования.

5. Индикация давления открытия и закрытия на четкой поверхности обеспечивает более безопасную и эффективную работу.

6. Давление открытия муфты ступени можно регулировать на буровой в соответствии с требованиями скважины, что обеспечивает эксплуатационную гибкость.

Какой размер цементной головки вы можете изготовить?

От 4 1/2 ″ до 20 ″.

Как работать

В эксплуатации ошейник прост и надежен. Он оснащен двойным запорным механизмом, состоящим из защелкивающегося замка и системы шарикового запора, чтобы гарантировать, что порты будут постоянно заблокированы закрытыми после завершения цементирования. Внутренние части спроектированы так, чтобы блокироваться для предотвращения вращения во время сверления, и изготовлены из легко просверливаемых материалов.

Муфта для многоэтапного цементирования обеспечивает средства открытия и закрытия портовых отверстий для вытеснения цемента и принудительного удержания цемента после вытеснения. Все внутренние детали допускают сверление и предотвращают вращение во время сверления.

После цементирования муфта закрытия порта надежно заблокирована.

При спуске муфты рекомендуется размещать центраторы обсадной колонны над и под инструментом, а корзину для цементирования — под отверстиями для цементирования.

После спуска муфты на глубину установки нижняя часть цементируется обычным способом, за исключением того, что цемент вытесняется гибкой цементной пробкой, поставляемой с муфтой.Он упирается в запорную перегородку, которая также входит в комплект.

Небольшое повышение давления на 300-400 фунтов на квадратный дюйм поможет установить заглушку в перегородку. Отверстия в муфте многоступенчатого цементирования открываются для второй стадии путем падения спусковой бомбы и приложения давления приблизительно 800-1000 фунтов на квадратный дюйм. Вторая ступень вытесняется заглушкой, которая также поставляется в комплекте с инструментом. Когда заглушка поднимается примерно на 800–1000 фунтов на квадратный дюйм, давление закроет портовые отверстия.

Что вам нужно? Цена или технические данные? Свяжитесь с нами свободно!

Связанные товары:

Патент США на механико-гидравлическое интегрированное разъединяющее устройство Патент (Патент № 11035180, выдан 15 июня 2021 г.)

Это приложение является национальной фазой США до 35 лет. § 371 международной заявки PCT / CN2016 / 103780, поданной 28 октября 2016 г. Описания вышеописанной заявки полностью включены в настоящий документ посредством ссылки.

Настоящее изобретение относится к технической области добычи на нефтяных месторождениях, в частности, к механико-гидравлическому интегрированному спусковому устройству и, в частности, к предохранительному разъединяющему соединению, используемому в колонне труб для заканчивания нефти и газа. Что ж.

Функция предохранительного разъединяющего соединения, используемого в колонне труб заканчивания нефтегазовой скважины, заключается в подъеме верхней части колонны труб заканчивания в положение предохранительного спускового устройства, когда нижняя часть трубы струна застряла и не может быть поднята, чтобы уменьшить потери и обеспечить удобство для последующих работ.

В настоящее время в основном используются два типа предохранительных разъединительных соединений во время заканчивания: один — это механическое разъединяющее устройство, предохранительные разъединяющие устройства этого типа имеют преимущества удобной работы, высокой надежности, большого диаметра инструмента и т. Д., Но его сопротивление растяжению низкое. В результате, как только возникает препятствие или заклинивание при освобождении колонны труб для заканчивания, она склонна к заблаговременному высвобождению из-за неправильных операций. Другой тип — это гидравлическое спусковое устройство.Предохранительные спусковые устройства этого типа обладают сильным сопротивлением растяжению, поэтому при выпуске колонны труб для заканчивания не так просто произойти аварии. Однако он должен выполнять операции подачи и нажатия, которые являются сложными и ненадежными. В то же время внутри гидравлического разъединяющего устройства обычно уменьшаются диаметры, что легко может создать неудобства для более поздних конструкций.

Техническая проблема, которая должна быть решена настоящим раскрытием, состоит в обеспечении механико-гидравлического интегрированного разъединяющего устройства, которое эффективно объединяет механическое разъединяющее устройство и гидравлическое разъединяющее устройство, и решает проблемы, заключающиеся в том, что механическое разъединяющее устройство плохо сопротивляется растяжению, а надежность гидравлического разъединяющего устройства невысока в уровне техники.

Для решения технических проблем, описанных выше, настоящее изобретение обеспечивает механико-гидравлическое интегрированное разъединяющее устройство, включающее в себя верхний шарнир, нижний шарнир и собачку; при этом верхний шарнир и нижний шарнир соответственно соединены с двумя концами собачки; внешняя сторона собачки снабжена разъединяющей втулкой, способной перемещаться в осевом направлении собачки, ступенька расположена на внешней стенке храпового механизма собачки, паз, соответствующий ступеньке, расположен на внутренней стенке собачки. освобождающая втулка, ступенька и паз взаимодействуют, ограничивая собачку; верхняя часть выпускной муфты расположена между выпускной муфтой и верхним шарниром, один конец верхней части выпускной муфты вставляется в выпускную муфту, а другой конец надевается на внешнюю часть верхнего сочленения и соединяется с верхним соединение через стартовый штифт; и между верхним соединением и верхней частью выпускной втулки образована полость давления, в верхнем соединении расположена гидравлическая полость, а два отверстия для передачи давления, которые сообщаются с полостью давления, расположены симметрично на боковой стенке гидравлическую полость в радиальном направлении.

Кроме того, внешняя стенка верхнего шарнира ограничена отверстиями для передачи давления, так что внешний диаметр конца верхнего шарнира, удаленного от выпускной втулки, больше, чем у другого конца; внешние стенки с обеих сторон отверстий для передачи давления и внутренняя стенка верхней части выпускной втулки составляют полость давления, и первые уплотняющие конструкции расположены соответственно на обоих концах полости давления.

Кроме того, стопорное кольцо расположено между защелкой и верхней частью освобождающей втулки; стопорное кольцо надевается на верхний шарнир, а стопорное кольцо соединяется с разъединяющей втулкой посредством винтовой резьбы.

Кроме того, на верхнем шарнире предусмотрено стопорное кольцо для ограничения верхней части разъединяющей втулки.

Кроме того, на внутренней стенке имеется стопорная канавка в месте соединения верхней части освобождающей втулки и стопорного кольца; когда положение стопорной канавки соответствует стопорному кольцу, стопорная канавка и стопорное кольцо взаимодействуют, чтобы в осевом направлении ограничивать верхнюю часть разъединяющей втулки.

Далее храповик собачки соединен с верхним шарниром посредством зубчатого зацепления с углом опоры зуба 35 °.

Кроме того, конец верхнего шарнира, расположенный рядом с нижним шарниром, соединен с рукой собачки через освобождающий штифт, а нижний шарнир жестко соединен с рукой собачки.

Кроме того, между концом верхнего соединения, близким к нижнему, и рукой защелки предусмотрена вторая герметизирующая конструкция.

Кроме того, концевой участок верхнего шарнира снабжен муфтой с центратором верхнего конца, а верхний шарнир соединен с центратором верхнего конца посредством винтовой резьбы.

Кроме того, концевой участок нижнего шарнира снабжен муфтой с центратором нижнего конца, а нижний шарнир соединен с центратором нижнего конца посредством винтовой резьбы.

Технические решения настоящего раскрытия выше имеют следующие полезные эффекты:

Настоящее раскрытие обеспечивает механико-гидравлическое интегрированное разъединяющее устройство, в котором внешняя сторона собачки снабжена втулкой освобождающей муфты. способна перемещаться в осевом направлении собачки, и ступенька на внешней стенке храпового механизма собачки может взаимодействовать с канавкой на внутренней стенке освобождающей втулки, чтобы ограничить собачку, так что собачка не может быть открыта под тянущее усилие, которое улучшает сопротивление растяжению расцепляющего устройства. Следовательно, верхнее соединение и нижнее соединение соединяются защелкой, и освобождающее устройство не сработает случайно при случайном заклинивании во время высвобождения колонны труб для заканчивания скважин.

Настоящее изобретение обеспечивает механико-гидравлическое интегрированное разъединяющее устройство, в котором верхняя часть выпускной муфты расположена между выпускной муфтой и верхним шарниром, один конец верхней части выпускной муфты вставлен в выпускную муфту, а другой конец имеет втулку на внешней части верхнего шарнира и соединяется с верхним шарниром через стартовый штифт; и между верхним соединением и верхней частью выпускной втулки образована полость давления, в верхнем соединении расположена гидравлическая полость, и два отверстия для передачи давления, которые сообщаются с полостью давления, расположены симметрично на боковой стенке гидравлическая полость в радиальном направлении, и, таким образом, верхнее соединение и нижнее соединение соединяются только защелкой, и на расцепляющий штифт не действует сила, когда спусковое устройство освобождает колонну труб для заканчивания скважин. После установки колонны труб для заканчивания возникает перепад давления внутри и снаружи нефтепровода из-за установленного пакера или конструкции кислотного гидроразрыва пласта. Следовательно, расцепляющее устройство может отрезать стартовый штифт с помощью поршневой силы, создаваемой разностью давлений, так что расцепляющая втулка перемещается к нижнему шарниру. В результате защелка блокируется при расцеплении, и верхний шарнир и нижний шарнир предохранительного разъединяющего устройства соединяются только через штифт. Если нижняя колонна труб заклинивает при строительстве верхней колонны труб, и подъемный тоннаж достигает установленного значения резания расцепляющего штифта, штифт отрезается, так что верхнее соединение и нижнее соединение разделяются, и верхняя колонна труб может подниматься плавно.

РИС. 1 представляет собой конкретную структурную схему механико-гидравлического интегрированного высвобождающего устройства согласно настоящему раскрытию.

, где 1 : шарнир верхний; 2 : центратор верхний; 3 : верхняя часть выпускной втулки; 4 : стопорное кольцо; 5 : стопорное кольцо; 6 : выпускная втулка; 7 : центратор нижний конец; 8 : шарнир нижний; 9 : стартовый штифт; 10 : расцепляющий штифт; 11 : кольцо опорное уплотнительное; 12 : собачка; 13 : отверстие для передачи давления; 14 : стопорный винт; 15 : О-образное уплотнительное кольцо.

Способы реализации настоящего раскрытия далее подробно описаны со ссылкой на сопроводительный чертеж и варианты осуществления. Следующие ниже варианты осуществления используются для иллюстрации настоящего раскрытия, но не могут ограничивать его объем.

В описании настоящего раскрытия следует отметить, что, если не указано иное, «множество» означает два или более; ориентация или отношения положения, обозначенные терминами «верхний», «нижний», «левый», «правый», «внутренний», «внешний», «передний конец», «задний конец», «головная часть», «хвост» порция »и т. д.основаны на отношениях ориентации или положения, показанных на чертеже, которые предназначены только для удобства описания настоящего раскрытия и упрощения описания, и не должны указывать или подразумевать, что упомянутое устройство или элемент должны иметь конкретную ориентацию или сконструированы и эксплуатируются в определенной ориентации. Следовательно, это не может быть истолковано как ограничение настоящего раскрытия. Кроме того, термины «первый», «второй» и «третий» и т. Д. Используются только в целях описания и не могут быть истолкованы как указывающие или подразумевающие относительную важность.

Как показано на фиг. 1, настоящий вариант осуществления обеспечивает механико-гидравлическое интегрированное разъединяющее устройство, включающее в себя верхний шарнир 1 , нижний шарнир 8 и собачку 12 . Верхний шарнир , 1, и нижний шарнир, , 8, , соответственно, соединены с двумя концами собачки , 12, . Наружная сторона собачки 12 снабжена освобождающей втулкой 6 , способной перемещаться в осевом направлении собачки 12 .Ступень S расположен на внешней стенке храповика R собачки , 12, , канавка G, соответствующая ступеньке S, расположена на внутренней стенке освобождающей втулки , 6, , ступенька S и канавка G взаимодействуют. ограничить собачку 12 ; то есть ступенька S полностью контактирует с участком уменьшенного диаметра на внутренней стенке выпускной втулки 6 , так что собачка 12 не может быть открыта под действием тянущего усилия, что улучшает сопротивление растяжению расцепителя. устройство и повышает надежность выпускного устройства.Следовательно, спусковое устройство не сработает случайно, если произойдет случайное заклинивание, когда спусковое устройство освобождает колонну труб для заканчивания.

Верхняя часть разъединяющей муфты 3 расположена между выпускной муфтой 6 и верхним шарниром 1 , один конец верхней части выпускной муфты 3 вставлен в выпускную муфту 6 , а другой конец надет на внешнюю часть верхнего шарнира 1 и соединен с верхним шарниром 1 через начальный штифт 9 . Полость PC под давлением образована между верхним шарниром 1 и верхней частью 3 выпускной втулки. В частности, внешняя стенка верхнего шарнира 1 ограничена отверстиями для передачи давления 13 , так что внешний диаметр конца верхнего шарнира 1 от выпускной втулки 6 больше этого конца верхнего шарнира 1 рядом с разъединяющей втулкой 6 , а внешняя стенка верхнего шарнира 1 имеет ступенчатую форму.Следовательно, углубленная область, образованная внешними стенками с обеих сторон отверстий для передачи давления , 13, , и углубленная область внутренней стенки верхней части выпускной втулки 3 , составляют полость PC давления, и первые уплотняющие конструкции соответственно расположены на оба конца полости высокого давления ПК. Первые уплотняющие конструкции на обоих концах полости PC давления расположены соответственно на конце верхнего соединения 1 от разъединяющей муфты 6 и между концом верхнего стыка 1 рядом с выпускной муфтой. 6 и верхняя часть расцепляющей втулки 3 .В настоящем варианте осуществления первая уплотняющая конструкция содержит уплотнительное опорное кольцо 11 и уплотнительное кольцо 15 O-образной формы и запечатана в комбинации.

Гидравлическая полость HC расположена внутри верхнего шарнира 1 , а два отверстия для передачи давления 13 , которые сообщаются с полостью PC под давлением, симметрично расположены на боковой стенке гидравлической полости HC в радиальном направлении. направление, так что давление между гидравлической полостью HC и полостью PC давления сообщается.Следовательно, давление, создаваемое в полости PC давления при нажатии спускового устройства, передается в гидравлическую полость HC через отверстия для передачи давления , 13, .

Стопорное кольцо 4 расположено между собачкой 12 и верхней частью расцепляющей втулки 3 . Стопорное кольцо 4 насажено на верхний шарнир 1 , а стопорное кольцо 4 соединено с разъединяющей втулкой 6 посредством винтовой резьбы для защиты собачки 12 от повреждения из-за чрезмерного движение верхней части выпускной втулки 3 .

Стопорное кольцо 5 для ограничения верхней части разъединяющей втулки 3 предусмотрено на верхнем шарнире 1 . Как показано на фиг. 1, стопорная канавка предусмотрена на внутренней стенке в месте соединения верхней части освобождающей втулки 3 и стопорного кольца 4 . Когда положение стопорной канавки соответствует стопорному кольцу 5 , стопорная канавка и стопорное кольцо 5 взаимодействуют, чтобы в осевом направлении ограничивать верхнюю часть освобождающей втулки 3 , то есть когда стопорная канавка спускается до положение стопорного кольца 5 вместе с верхней частью разъединяющей втулки 3 и стопорным кольцом 4 , стопорное кольцо 5 отскакивает в канавку, а верхняя часть разъединяющей втулки 3 и верхняя шарнир 1 заблокированы, поэтому они не могут продолжать движение вверх и вниз.

Храповик R собачки 12 соединен с верхним шарниром 1 зубчатым зацеплением с углом опоры зуба 35 °. Когда внутреннее давление выпускного устройства превышает внешнее давление выпускного устройства на определенное значение, пусковой штифт 9 срезается, выпускная втулка 6 опускается, защелка 12 отключается, храповик R собачки 12 растягивается, и верхний шарнир 1 соединен с рукой собачки только через расцепляющий штифт 10 , расположенный на конце верхнего шарнира 1 рядом с нижним шарниром 8 .В этот момент, когда напряжение, приложенное к обоим концам верхнего шарнира 1, и нижнего шарнира 8 , достигнет значения резания расцепляющего штифта 10 , расцепляющий штифт 10 будет отрезан, так что верхний шарнир 1 и нижний шарнир 8 разъединены. Кроме того, нижний шарнир , 8, жестко соединен с собачкой, так что собачка , 12, всегда соединена с нижним шарниром , 8, .Между нижним шарниром 8 и собачкой 12 предусмотрено уплотнительное кольцо круглой формы 15 для уплотнения.

Вторая герметизирующая структура предусмотрена между концом верхнего соединения 1 рядом с нижним шарниром 8 и рукой защелки. В настоящем варианте осуществления вторая уплотняющая конструкция содержит уплотнительное опорное кольцо 11, и уплотнительное кольцо O-образной формы 15 , и запечатывается в комбинации.

Концевая часть верхнего шарнира 1 имеет втулку с центратором верхнего конца 2 , а верхний шарнир 1 и центратор верхнего конца 2 соединены посредством винтовой резьбы. Концевая часть нижнего шарнира 8 имеет втулку с центратором нижнего конца 7 , а нижний шарнир 8 и центратор нижнего конца 7 соединены посредством винтовой резьбы. Центратор верхнего конца 2 и центратор нижнего конца 7 действуют так, чтобы выровнять все расцепляющее устройство. Удерживающие винты 14 также предусмотрены между центратором верхнего конца 2 и верхним шарниром 1 , а также между центратором нижнего конца 7 и нижним шарниром 8 .

Стартовый штифт 9 и расцепляющий штифт 10 также могут гибко размещаться при использовании в соответствии с реальными условиями скважины. Тип пряжки обоих концов верхнего шарнира 1 и нижнего шарнира 8 — 2-7 / 8EUE, и при необходимости тип пряжки может быть преобразован в другие типы. Внутренний диаметр гидравлической полости HC составляет 62 мм, а внутренняя часть гидравлической полости HC гладкая, без ступенек и уменьшенных диаметров.

Принцип действия настоящего варианта осуществления следующий: верхний шарнир 1 и нижний шарнир 8 соединены собачкой 12 , и освобождающий штифт 10 не подвергается воздействию силы при входе в скважину; после того, как колонна труб для заканчивания установлена ​​на место, существует перепад давления внутри и снаружи нефтяной трубы из-за установленного пакера или конструкции гидроразрыва пласта, и поэтому давление создается внутри спускового устройства и поступает в полость PC под давлением Отверстия трансмиссии 13 .Поскольку внутренняя верхняя торцевая поверхность верхней части 3 разъединяющей втулки имеет меньшую площадь поршня, чем нижняя торцевая поверхность, верхняя часть выпускной втулки 3 подвергается действию направленной вниз результирующей силы. Когда результирующая сила достигает значения резания стартового штифта 9 , стартовый штифт 9 отрезается, и стопорное кольцо 4 , которое целиком соединено с разъединяющей втулкой 6 резьбой винта, спускается вместе с выпускной втулкой 6 .Внутренний диаметр верхнего конца освобождающей втулки 6 большой, и невозможно продолжать удерживать ступеньку S собачки 12 после опускания, так что собачка 12 отскакивает и не может быть соединенным с верхним шарниром 1 . Когда стопорная канавка опускается в положение стопорного кольца 5 , стопорное кольцо 5 отскакивает в стопорную канавку, а верхняя часть освобождающей втулки 3 и верхнее соединение 1 блокируются, так что они не могут продолжать двигаться вверх и вниз.Верхний шарнир 1 и нижний шарнир 8 соединены только расцепляющим штифтом 10 в случае выхода собачки 12 из строя. Когда напряжение, воспринимаемое верхним шарниром 1 и нижним шарниром 8 , достигает значения резания расцепляющего штифта 10 , штифт отрезается, а верхний шарнир 1 и нижний шарнир 8 отключаются, чтобы завершить операцию отпускания.

Варианты осуществления настоящего раскрытия представлены в целях иллюстрации и описания и не предназначены для того, чтобы быть исчерпывающими или ограничивать настоящее раскрытие раскрытыми формами.Многие модификации и вариации очевидны для специалистов в данной области техники. Варианты осуществления выбраны и описаны для того, чтобы лучше проиллюстрировать принципы и практическое применение настоящего раскрытия, а также дать специалисту с обычными навыками в данной области техники оценить настоящее раскрытие, чтобы разработать различные варианты осуществления с различными модификациями и подходящие для конкретных использует.

МКСТ | НПП Технотрон

Мобильный трубосварочный комплекс МКСТ и предназначен для высокопроизводительной автоматической сварки невращающихся стыков труб с максимальным диаметром 1420 мм.

Комплекс реализует автоматический процесс сварки наружными головками на самоходном центраторе с медным кольцевым подкладом в зауженной фаске сплошной электродной проволокой СО ₂ и смесью Ar / CO ₂ (80/20).

MKST состоит из:

• Инструмент МПК 12-14 для обработки концов труб с гидроагрегатом;
• центратор самоходный гидравлический внутренний CVRS 142 с медным вставным кольцом;
• Станок ППЦ50-10 — шов индукционный;
• Аппарат сварочный самоходный МКСТ-34 на базе трактора МОРУКА с шарнирно-сочлененным краном, кунгом, дизель-электрическим источником питания. Количество устройств определяется скоростью сварки в соответствии с толщиной стенки трубы;
• Сварочный агрегат состоит из автоматических сварочных головок УАСТ-1 «Альфа» с 2 блоками питания DC400.33M, 1 шт. DC400.33M для ручной дуговой сварки, 1 шт. Аварийного источника питания DC400.33M;
• палатки защитные ;
• передвижная мастерская по наладке, ремонту и хранению запчастей.

Аппарат сварочный самоходный МКСТ-34 с защитным тентом.

Типовая схема работы МКСТ

Основные этапы процесса

Для укладки труб
Трубы или отрезки труб укладываются по краю траншеи на инвентарных роликах под углом к ​​оси траншеи таким образом, чтобы имелся свободный доступ к концу трубы.

Подготовка и обработка концов труб.
Инструмент МПК предназначен для обработки концов труб с целью уменьшения площади поперечного сечения.

а) соединение труб с одинаковой толщиной стенки, б) соединение труб с разной толщиной стенки *.
* Номинальное соотношение толщины стенки (S1 / S) не должно превышать 1,5.
Геометрические параметры обработки кромок и сборки стыков.

Инструмент МПК 12-14 для обработки кромок труб.

Установка направляющих ремней для автоматических головок.
Направляющие ремни устанавливаются на конце трубы, обращенном к направлению движения колонны.

Сборка шарниров.
Сборка шарнира производится с помощью самоходного гидравлического внутреннего центратора без зазора.Допустимые местные зазоры не должны превышать 0,5 мм. Допустимое смещение соединения в собранном соединении должно быть не более 1 мм.

Центратор CVRS 142 с медным подкладным кольцом.

Сварочная установка палатки.
Сварочная палатка устанавливается краном-манипулятором МКСТ-34.

Предварительный нагрев конца трубы.
Нагрев стыков труб осуществляется с помощью системы индукционного нагрева.Операция запускается в первой палатке перед сваркой корневого прохода. Температура стыка в начале процесса сварки выбирается в соответствии с нормативными документами.

Сварка стыка производится по технологической схеме двумя внешними горелочными головками УАСТ-1 «Альфа».

Сварка стыка внешними автоматическими головками УАСТ-1 Альфа

Технологические решения и современное сварочное оборудование, используемое в аппарате MKST, обеспечивают высокую скорость работы — для перехода к следующему стыку требуется не более 20 минут.

SEC.gov | Превышен порог скорости запросов

Чтобы обеспечить равный доступ для всех пользователей, SEC оставляет за собой право ограничивать запросы, исходящие от необъявленных автоматизированных инструментов. Ваш запрос был идентифицирован как часть сети автоматизированных инструментов за пределами допустимой политики и будет обрабатываться до тех пор, пока не будут приняты меры по объявлению вашего трафика.

Укажите свой трафик, обновив свой пользовательский агент, включив в него информацию о компании.

Для лучших практик по эффективной загрузке информации из SEC.gov, включая последние документы EDGAR, посетите sec.gov/developer. Вы также можете подписаться на рассылку обновлений по электронной почте о программе открытых данных SEC, включая передовые методы, которые делают загрузку данных более эффективной, и улучшения SEC.gov, которые могут повлиять на процессы загрузки по сценарию. Для получения дополнительной информации обращайтесь по адресу opendata@sec. gov.

Для получения дополнительной информации см. Политику конфиденциальности и безопасности веб-сайта SEC. Благодарим вас за интерес к Комиссии по ценным бумагам и биржам США.

Код ссылки: 0.67fd733e.1640855721.5dbac6e5

Дополнительная информация

Политика интернет-безопасности

Используя этот сайт, вы соглашаетесь на мониторинг и аудит безопасности. В целях безопасности и обеспечения того, чтобы общедоступная услуга оставалась доступной для пользователей, эта правительственная компьютерная система использует программы для мониторинга сетевого трафика для выявления несанкционированных попыток загрузки или изменения информации или иного причинения ущерба, включая попытки отказать пользователям в обслуживании.

Несанкционированные попытки загрузить информацию и / или изменить информацию в любой части этого сайта строго запрещены и подлежат судебному преследованию в соответствии с Законом о компьютерном мошенничестве и злоупотреблениях 1986 года и Законом о защите национальной информационной инфраструктуры 1996 года (см. Раздел 18 U.S.C. §§ 1001 и 1030).

Чтобы обеспечить хорошую работу нашего веб-сайта для всех пользователей, SEC отслеживает частоту запросов на контент SEC.gov, чтобы гарантировать, что автоматический поиск не влияет на возможность доступа других лиц к контенту SEC.gov. Мы оставляем за собой право блокировать IP-адреса, которые отправляют чрезмерное количество запросов. Текущие правила ограничивают пользователей до 10 запросов в секунду, независимо от количества машин, используемых для отправки запросов.

Если пользователь или приложение отправляет более 10 запросов в секунду, дальнейшие запросы с IP-адреса (-ов) могут быть ограничены на короткий период.Как только количество запросов упадет ниже порогового значения на 10 минут, пользователь может возобновить доступ к контенту на SEC.gov. Эта практика SEC предназначена для ограничения чрезмерного автоматического поиска на SEC.gov и не предназначена и не ожидается, чтобы повлиять на людей, просматривающих веб-сайт SEC.