1_moi

11. Механические пакеры, основные технические показатели и последовательность установки в скважине.

Пакеры служат для разобщения частей ствола скважины по вертикали и герметизации нарушенных участков обсадной колонны, для разобщения зон затрубного пространства, расположенных выше и ниже пакеров. Применяют в обсадной (эксплуатационной) колонне нефтяных, газовых и нагнетательных скважинах при их эксплуатации, ремонте.

По способам образования сил, деформирующих уплотнительный элемент, пакеры подразделяются на механические и гидравлические. К первым относят все пакеры, уплотнительная часть которых деформируется от воздействия на него веса колонны труб. Они просты по конструкции и высоконадёжны в работе. К недостатку следует отнести обязательное нагружение их трубами, что не всегда возможно, например, на небольших глубинах их установки.

Пакер должен выдерживать максимально необходимый перепад давления, действующий на него в экстремальных условиях (рабочее давление).

Различают пакеры следующих типов:

ПВ — пакер, воспринимающий усилия от перепада давления, направленного вверх; ПН — направленного вниз; ПД — направленного как вниз, так и вверх.

Основным узлом всех типов пакеров является уплотнительный элемент из специальной резины, который при воздействии внешней силы расширяется и, упираясь в стенки труб, разъединяет верхнюю часть колонны этих труб от нижней, находящейся под пакером.

Взависимости от конструктивного исполнения уплотняющие элементы пакеров делятся на следующие группы:

1. Элементы, деформируемые за счет воздействия осевой нагрузки 2. Элементы, расширяющиеся при создании в их внутренней полости

избыточного давления. Основным материалом для таких уплотнений служит резина.

3. Самоуплотняющиеся элементы. Основным материалом для таких уплотнений служит резина.

Принцип действия пакера заключается в следующем:

Вскважину пакер спускается на колонне труб. При этом фиксатор удерживает шлипсодержатель в крайнем нижнем положении относительно ствола. При повороте колонны труб по часовой стрелке фиксатор выходит в длинную прорезь паза на стволе, освобождая шлипсодержатель. При опускании колонны труб шлипсы под действием пружин прижимаются к стенке скважины и удерживаются на месте, и конус заклинивает их в обсадной трубе. Приложенная к пакеру нагрузка от веса колонны труб через головку и опору передается манжетам. Они деформируются и уплотняют пакер. При натяжении колонны труб манжеты восстанавливают свою первоначальную форму, конус освобождает шлипсы, и пакер снимается с места установки.

Условные обозначения: Первая цифра — номер модели; буквы после цифры — тип пакера; буква Я — наличие заякоривающего устройства; следующая буква

— способ посадки пакера (Г — гидравлический, М — механический); буква Р — разбуриваемый пакер; число после тире — наружный диаметр пакера, мм; следующее число — рабочее давление, МПа; последние буквы с цифрой — исполнение по коррозионной стойкости; НКМ — резьба гладких высокогерметичных насос-нокомпрессорных труб. Например: 2ПД-ЯГ-136НКМ-

35К1.

Пакер механический типа впм-01: 1 - головка пакера; 2 - упор манжет, 3 - манжеты; 4 - конус; 5

– плашка, 6 – плашкодержатель, 7 - цилиндр; 8 – захват, 9 - корпус фонаря; 10башмак фонаря, 11 - замок, ограничивающий взаимное передвижение ствола пакера и лишних деталей, 12 – гайка, 13 - палец замка; 14 - ствол пакера

12. Гидравлические пакеры, основные технические показатели и последовательность установки в скважине.

Пакеры применяются для разобщения пластов, герметизации затрубного пространства при эксплуатации и проведении работ на скважине.

К гидравлическим относят все пакеры, резиновые элементы которых деформируются и герметизируют колонну за счёт перепада давлений сверху и снизу пакера. Преимущество таких пакеров – способность воспринимать перепады давления 50 МПа (500 кгс/см3) и более; недостаток – сравнительная сложность конструкции.

По способам образования сил, деформирующих уплотнительный элемент, пакеры подразделяются на механические и гидравлические.

Пакер должен выдерживать максимально необходимый перепад давления, действующий на него в экстремальных условиях (рабочее давление). Различают пакеры следующих типов:

ПВ — пакер, воспринимающий усилия от перепада давления, направленного вверх; ПН — направленного вниз; ПД — направленного как вниз, так и вверх.

Основным узлом всех типов пакеров является уплотнительный элемент из специальной резины, который при воздействии внешней силы расширяется и, упираясь в стенки труб, разъединяет верхнюю часть колонны этих труб от нижней, находящейся под пакером.

В зависимости от конструктивного исполнения уплотняющие элементы пакеров делятся на следующие группы:

1. Элементы, деформируемые за счет воздействия осевой нагрузки 2. Элементы, расширяющиеся при создании в их внутренней полости избыточного давления. Основным материалом для таких уплотнений служит резина. 3. Самоуплотняющиеся элементы. Основным материалом для таких уплотнений служит резина.

Конструкция пакера состоит из следующих узлов: - муфты 1, корпуса 2, штока 10 со штангой 14 и хвостовиком 26, образующих ствол пакера, на котором

смонтированы остальные элементы;	- узла гидроцилиндра с храповым
механизмом, включающего поршень 5,	цилиндр 9 с упором 11, плашки 6, упор 7; -

уплотнительной	манжеты 13; - узла заякоривания, состоящего из гильзы 15,
крестовины 17,	шлипсов 18, упора19, шпилек 16;	- узла распакерования,

включающего опору 24 с упором 19, зафиксированных на стволе пакера посредством сухарей 21, удерживаемых винтами 23; втулок 4 и 20, приводящих в действие соответственно узел гидроцилиндра и узел распакерования.

Порядок взаимодействия узлов пакера при запакеровании следующий. С помощью средств канатной техники специальным толкателем втулка 4 перемещается в верхнее положение. При этом происходит сообщение каналов а1 и а2 через которые избыточное давление жидкости затрубного пространства воздействует на поршень 5. Перепад давления между затрубным и внутритрубным пространством величиной не менее 25 кгс/см2 приводит к срезу первой шейки штифта срезного 12 и перемещению узла гидроцилиндра, гильзы 15 с уплотнительной манжетой 13 по стволу пакера до выхода шлипсов 18 и заякоривания их на обсадной колонне, после чего происходит срез второй шейки штифта срезного 12 и дальнейшее перемещение узла гидроцилиндра по стволу пакера, что приводит к сжатию уплотнительной манжеты 13. Повышение давления в затрубном пространстве до 150 кгс/см2, что достигается благодаря перекрытию его частично сжатой уплотнительной манжетой 13, необходимо для гарантии ее полного сжатия и фиксации храпового механизма.

13. Якори для фиксации НКТ их общая классификация и схемы действия.

Якори в основном применяют с пакерами типов ПВ и ПН.

Якорь ЯГ1 предотвращает скольжение скважинного оборудования, соединенного с ним, внутри эксплуатационной колонны. Якоря могут применяться совместно с пакерами для повышения их надежности.

Якори служат для заякоривания и центрирования скважинного оборудования в эксплуатационной колонне. Если осевое усилие, действующее на пакер значительно, и шлипсовый захват пакера не может его надежно удержать, со стороны низкого давления устанавливают якорь, служащий дополнительной осевой опорой.

Якорь, спускаемый на колонне НКТ, при работе подвергается избыточному внутреннему давлению жидкости, действующему на резиновую трубчатую диафрагму, которая нажимает на плашки и прижимает их к обсадной колонне. Плашки имеют насечку, что увеличивает их сцепление с обсадной колонной. Якорь можно применять и без пакера в случае, когда необходимо закрепить колонну труб без уплотнения межтрубного пространства.

Якорь ЯГ1 (рис. 21) предотвращает скольжение скважинного оборудования, соединенного с ним, внутри эксплуатационной колонны. Якоря могут применяться совместно с пакерами для повышения их надежности.

Якорь состоит из корпуса 2, в окна которого вставлены плашки 1. Пружина 3 удерживает плашки в корпусе в утопленном положении. Планки ограничивают ход плашек в радиальном направлении и крепятся на корпусе при помощи винтов. Якорь совместно со скважинным оборудованием спускается на колонне НКТ. Заякоривание происходит при подаче давления

вколонну подъемных труб. Под действием давления в корпусе 2 якоря плашки 1 выдвигаются наружу в радиальном направлении и внедряются в стенку эксплуатационной колонны, заякориваясь на ней. При спуске якоря

вположение, указанное на рисунке, он будет препятствовать скольжению вверх. При отсутствии давления в трубах плашки возвращаются в исходное действием пружин 5, и якорь освобождается.

Рисунок 21. Якорь гидравлический

положение под

Якори:

Я — якорь; Г — с гидравлическим способом посадки;

цифра после букв — номер модели; число после тире — наружный диаметр якоря, мм; последующее число — рабочее давление, МПа.

Например: ЯГ-118 —21.

14,15. Особенности конструктивного исполнения НКТ, материалы и группы прочности.

Насоснокомпрессорные трубы (НКТ)

По способу соединения

разборные

неразборные (наматываемые)

муфтовые

сгладкими

концами

сприваренными

концами

свысадкой

наружу

безмуфтовые

свысадкой

внутрь

свысадкой

наружу

По материалу

неметаллические

металлически

е

из

легкосплавны

стекловолокна

е

полимерные

стальные

	комбинированные			с покрытием

остеклованные

эмалированные

эпоксидированные

без покрытия

Колонны НКТ могут служить в основном для следующих целей:

-подъема на поверхность отбираемой из пласта жидкости, смеси жидкости и газа или одного газа;

-подачи в скважину жидкости или газа (осуществления технологических процессов, интенсификации добычи или подземного ремонта);

-подвески в скважине оборудования;

-проведения в скважине ремонтных, в том числе бурильных, работ.

Трубы по способу изготовления подразделяют на два типа:

-бесшовные (горячекатанные),

-электросварные прямошовные.

Бесшовные трубы и муфты изготовляют групп прочности Д, К, Е, Л, М и Р; электросварные

трубы - ДС, КС, ЕС, ЛС, МС и РС. Наружный диаметр труб НКТ, мм:

33, 48, 60, 73, 89, 102, 114.

Пример обозначения НКТ:

Г60×5,5Дс – I (гладкие, условный диаметр 60 мм, толщина стенки 5,5 мм, группа прочности Дс, группа длины I (6-8м)).

Насосно-компрессорные трубы в РФ изготавливаются согласно ГОСТ 52203-2004, предусматривающим изготовление НКТ в исполнениях резьбовые и безрезьбовые шести конструкций:

1)без резьбы - Н;

2)гладкие с треугольной резьбой и муфтой - Г;

3)с высаженными наружу концами с треугольной резьбой и муфтой - В;

4) гладкие и с высаженными наружу концами и муфтами с треугольной резьбой и уплотнительными кольцами из неметаллических материалов - ПГ и ПВ;

Рисунок 16. Муфта с уплотнительным кольцом из неметаллического материала для гладких труб и труб с высаженными наружу концами

5) гладкие высокогерметичные с трапецеидальной резьбой и муфтой - Т;

6) высокогерметичные безмуфтовые с высаженными наружу концами и трапецеидальной резьбой - Б.

В настоящее время используются в основном стальные горячекатаные неравнопрочные НКТ с муфтовыми резьбовыми соединениями. Неравнопрочность НКТ определяется разницей между площадями сечений тела трубы и в зоне резьбы, где снижение несущей способности пропорционально уменьшению площади сечения. Параметры резьбовых соединений определяются конусностью, размером резьбы - числом ниток на единицу длины. При этом площадь несущего сечения по резьбе примерно на 25% меньше площади сечения по телу трубы.

Подъемные колонны труб в глубоких скважинах и при тяжелых условиях работы собираются из равнопрочных НКТ. Все сечения таких труб, включая и по резьбе, имеют примерно равную площадь, а следовательно, и одинаковую несущую способность. Конструктивно равнопрочность достигается разными приемами. Например, у труб с высаженными наружу концами резьба нарезана на утолщенной части, что и обеспечивает равенство площадей рабочего сечения и сечения по телу гладкой части трубы. При одинаковом внутреннем диаметре НКТ наружный размер труб с высаженными концами существенно больше, чем у неравнопрочных НКТ.

Для упрощения производства равнопрочных НКТ осуществляется приваривание коротких нарезанных концов труб к трубе с геометрическими размерами и формами, примерно соответствующими резьбовой части неравнопрочной НКТ, но изготовленных из стали большей прочности. В результате компенсируется потеря несущей способности из-за меньшей площади сечения концов трубы по резьбе.

НКТ изготовляют главным образом из углеродистых сталей разных групп прочности с пределом текучести от 380 до 750 МПа.

Длина труб:

Исполнение А: 9,5 – 10,5м.

Исполнение Б: 1 группа: 7,5 – 8,5м; 2 группа: 8,5 – 10м. По требованию трубы могут изготовляться – до 11,5м.

16.Насосно-компрессорные трубы, классификация и основы расчета.

Расчет НКТ на прочность определяют по параметрам:

нагрузке, вызывающей страгивание резьбового соединения;

эквивалентному напряжению, возникающему в опасном сечении трубы с учетом давления среды и осевой нагрузки;

циклической переменной нагрузке;

усилиям, вызывающим продольный изгиб трубы.

По страгивающей нагрузке Под страгивающей нагрузкой резьбового соединения понимают начало разъединения резьбы

трубы и муфты. При осевой нагрузке напряжение в трубе достигает предела текучести материала, затем труба несколько сжимается, муфта расширяется и резьбовая часть трубы выходит из муфты со смятыми и срезанными верхушками витков резьбы, но без разрыва трубы в её поперечном сечении и без среза резьбы в её основании.

При действии на НКТ циклических нагрузок ведется проверка на страгивающую нагрузку и усталость. Определяют наибольшую и наименьшую нагрузки, по которым определяют наибольшее, наименьшее и среднее напряжение σm, а по ним – амплитуду симметричного цикла (σа). Зная (σ-1) – предел выносливости материала труб при симметричном цикле растяжения – сжатия определяют запас прочности.

По сжимающей нагрузке при опоре НКТ о пакер или забой.

При опоре низа колонны НКТ о забой или на пакер может возникать продольный изгиб труб. При проверке труб на продольный изгиб определяют критическую сжимающую нагрузку,

возможность зависания труб в скважине и прочность изогнутого участка. Насосно-

компрессорные трубы (НКТ)

По способу

По

соединения

материалу

разборные

неразборные

неметаллически

металлическ

(наматываемые)

е

ие

из легкосплавн муфтовые стекловолок ые

на

с гладкими

полимерные

стальные

концами

с приваренными

комбинированн

с покрытием

концами

ые

с высадкой

остеклованные

наружу

безмуфтовые

эмалированные

с высадкой

с высадкой

без

эпоксидированны

наружу

внутрь

покрытия

е

17.Газлифтный способ эксплуатации, особенности конструкции внутрискважинного оборудования.

Область применения газлифта: высокодебитные скважины с большими забойными давлениями, скважины с высокими газовыми факторами и забойными давлениями ниже давления насыщения, песочные (содержащие в продукции песок) скважины, а также скважины, эксплуатируемые в труднодоступных условиях (например, затопляемость, паводки, болота и др.). Газлифт характеризуется высокой технико-экономической эффективностью, отсутствием в скважинах механизмов и трущихся деталей, простотой обслуживания скважин и регулирования работы.

Газлифтная скважина - это по существу та же фонтанная скважина, в которой недостающий для необходимого разгазирования жидкости газ подводится с поверхности по специальному каналу. По колонне труб газ с поверхности подается к башмаку, где смешивается с жидкостью, образуя ГЖС, которая поднимается на поверхность по подъемным трубам.

Для работы газлифтных скважин используется углеводородный газ, сжатый до давления 4 -10 МПа. В состав скважинного оборудования входят скважинные камеры, газлифтные клапаны, ингибиторные клапаны, циркуляционные клапаны, устанавливаемые в скважинные камеры и монтируемые на колонне НКТ, приемные клапаны, глухие пробки. Кроме того, в состав внутрискважинного оборудования входят разъединитель колонны, телескопическое соединение, пакеры и якори. Эти устройства устанавливают в зависимости от условий эксплуатации и номенклатуры выполняемых операций. Они обеспечивают пуск установки в действие, подъем продукции пласта, регулирование режима работы, выполнение работ по подземному ремонту скважины.

1- станция управления;

2 - трубка управления;

3 - распределитель;

4 - предохранитель;

5 - направляющие распределители;

6 - электроконтактный манометр;

7 - уплотнительное устройство,

8 - посадочный ниппель;

9 - клапан отсекатсль;

10,12,13 - циркуляционный клапан;

11 - телескопическое соединение;

14 - ингибиторный клапан;

15 - скважинная камера;

16 - разъединитель колонны;

17пакер;

18 - ниппель;

19срезной клапан

Рисунок 28. Схема газлифтной установки Л с комплексом управления клапаном - отсекателем

В средней части колонны НКТ устанавливают циркуляционные клапаны, в нижней части, как и в ранее описанной установке для фонтанной эксплуатации, расположены телескопическое соединение, циркуляционные клапаны, разъединитель колонны и пакер. В нижней части разъединителя имеется посадочное место для глухой пробки, которую устанавливают перед тем, как извлечь НКТ из скважины. При этом верхняя часть разъединителя поднимается с НКТ, а нижняя, соединенная с пакером, остается в скважине.

Под пакером на хвостовике во время монтажа располагается срезной клапан, который используется при посадке пакера, затем он сбрасывается в скважину и вместо него устанавливается приемный клапан. Кроме того, под пакером может быть установлен еще один циркуляционный клапан.

На устье устанавливается фонтанная арматура, предусмотренная для конкретного давления и расхода жидкости. Колонна НКТ подвешена на трубной головке, крестовина которой имеет уплотнительное устройство для пропуска трубки управления.

Внутрискважинное оборудование спускается в скважину при установленных в скважинных камерах пробках и предохранительной гильзе в посадочном ниппеле. После посадки пакера гидравлическим способом клапан 19 срезается. В посадочное гнездо устанавливается приемный клапан, после чего выполняется опрессовка. Затем через циркуляционный клапан 10 производится аэрация жидкости, находящейся в полости НКТ, через циркуляционный клапан 13 замещается жидкость глушения. Затем закрывают циркуляционный клапан 13, извлекают из ниппеля предохранительную гильзу и устанавливают в него клапан-отсекатель, который фиксируется замком.

Из скважинных камер извлекаются глухие пробки и устанавливаются пусковые и рабочие клапаны, а также ингибиторный клапан. Все эти работы выполняются с помощью канатной техники.

Станция управления обеспечивает закрывание клапана-отсекателя:

-при превышении или снижении давления в выкидной линии фонтанной арматуры относительно установленного предела;

-при увеличении температуры на устье скважины выше 70°С

-при нарушении герметичности трубки управления клапаном.

Кроме того, клапан-отсекатель может быть принудительно закрыт со станции управления или с пульта управления диспетчера.

Для подъема жидкости сжатым газом используются различные системы подъемников, отличающиеся числом рядов спускаемых в скважину колонн труб, их взаимным расположением, направлением движения рабочего агента и газонефтяной смеси.

По числу спускаемых рядов труб подъемники бывают однорядными и двухрядными. По направлению нагнетания рабочего агента - кольцевыми и центральными.

Конструкции газлифтных подъемников

Рис.22 а - двухрядный подъемник; б - полуторарядныи подъемник; в - однорядный подъемник; г - однорядный подъемник с рабочим отверстием

Использование газлифтного способа эксплуатации скважин в общем виде определяется его преимуществами:

1. Возможность отбора больших объемов жидкости практически при всех диаметрах эксплуатационных

колонн и форсированного отбора сильнообводненных скважин.

2. Эксплуатация скважин с большим газовым фактором, т.е. использование энергии пластового газа. З. Малое влияние профиля ствола скважины на эффективность работы газлифта, что особенно важно для наклонно-направленных скважин.

4. Отсутствие влияния высоких давлений и температуры продукции скважин, а также наличия в ней мехпримесей (песка) на работу скважин.

5. Гибкость и сравнительная простота регулирования режима работы скважин по дебиту.

6.Простота обслуживания и ремонта газлифтных скважин и большой межремонтный период их работы при использовании современного оборудования.

7.Возможность применения одновременной раздельной эксплуатации, эффективной борьбы с

коррозией,		отложениями		солей и парафина,		а	также простота исследования скважин.
	Указанным		преимуществам		могут	быть		противопоставлены	недостатки
1.	Большие	начальные		капитальные	вложения	в	строительство компрессорных			станций
2.	Сравнительно		низкий	коэффициент полезного			действия (КПД) газлифтной системы.
З.	Возможность		образования стойких		эмульсий	в	процессе подъема продукции			скважин.

18.Комплекс оборудования для газлифтной эксплуатации скважин.

Условия эксплуатации газлифтных скважин требуют герметизации и разобщения межтрубного пространства, подвески одного/нескольских рядов НКТ, расположенных в скважине концентрично, параллельно или комбинировано. Эти требования выполняются при установке на устье скважины специальной арматуры. Одним из основных требований к конструкции газлифтной устьевой арматуры является обеспечение минимальных местных гидравлических сопротивлений.

Инструмент для канатных работ. Конструкция современного оборудования, применяемого при газлифтной эксплуатации, предусматривает выполнение комплекса работ внутри скважины специальной канатной техникой. К таким операциям относятся установка и извлечение газлифтных и обратных клапанов, глухих пробок, забойных штуцеров, заглушек, а также глубинных приборов для исследования скважин; очистка подъемных труб от парафина, чистка песчаных пробок, ловильные работы и т.д. Все указанные операции проводятся непосредственно в скважине без подъема НКТ, без глушения. Весь комплекс канатной техники состоит из канатного инструмента, оборудования устья и лебедки с гидроприводом.

Канатный инструмент – это набор инструментов и принадлежностей для различных операций, проводимых непосредственно в скважине и спускаемых в нее на проволоке или канате. Сюда входят: ясссы, шарниры, замки – для создания ударов вверх/вниз; отклонитель для работ в скважинных камерах, спускной, подъемный инструмент – для установки и извлечения клапанов всех видов, оснащенных замком; ловильный инструмент, оправка, скребок и пр. – инструменты специального назначения.

Яссы представляют собой собой раздвижные устройства, которые приводятся в действие натяжением проволоки (каната). Они предназначены для создания динамических ударов. Механический ясс ЯСМ предназначен для создания ударного импульса вверх и вниз. Он состоит из кожуха 3 с разгрузочными отверстиями для перетекания жидкости с целью снижения гидравлического сопротивления при работе ясса, поршня 2, верхнего 1 и нижнего 6 упоров, головки 4 и штифта 5 для предотвращения самоотвинчивания резьбового соединения поршня с головкой. Чтобы нанести удар вверх, колонну инструментов спускают на расстояние, немного меньшее полного хода ясса, который равен 500 мм, затем быстро поднимают проволоку/канат с помощью лебедки. Для удара вниз медленно поднимают проволоку/канат на расстояние, немного меньшее полной длины хода ясса, и затем спускают с максимальной скоростью.

Для установки газлифтного клапана с помощью инструмента, спускаемого на проволоке, к стандартному набору инструментов присоединяют специальный рычажный отклонитель, спускной или подъемный инструмент.

Спускной инструмент предназначен для спуска в скважину газлифтных клапанов. В его кожухе просверлено по касательной два отверстия, в которые вставляются срезные латунные штифты, с помощью которых спускаемое устройство фиксируется в кожухе спускного инструмента. После посадки их в скважинной камере/ниппеле штифты срезаются за счет удара яссом, и спускной инструмент извлекается на поверхность.

Подъемный инструмент предназначен для захвата и извлечения газлифтных клапанов, зафиксированных в посадочном кармане скважинной камеры/ниппеле. Инструмент состоит из цангового зажима (отжимается вниз/вверх пружинами), размещенного в окнах корпуса.

Оборудование устья для проведения канатных работ.

Оно состоит из уплотнительного узла 1 проволоки с направляющим роликом, трехсекционного лубрикатора 2, манометра с разделителем 3 и трехходовым вентилем, плашечного превентора 4 с ручным управлением, натяжного ролика 5 с очистительным устройством, цепи 6, монтажной мачты 8 и стяжного ключа 7 и полиспаста 9.

Превентор (предназначен для герметизации устья скважины при ее разбуривании, спуске/подъеме НКТ, ремонте и пр.) имеет эластичные уплотняющие элементы, с помощью которых можно перекрыть скважину даже при наличии в ней проволоки. На превенторе закреплен непосредственно лубрикатор, на верхнем конце которого расположен сальник, уплотняющий проволоку, вводимую в

лубрикатор через направляющий ролик и идущую на лебедку через натяжной ролик. Компрессоры для газлифтной добычи нефти. Для компримирования газа при газлифтной добыче нефти наиболее часто применяются газомотокомпрессоры и центробежные компрессоры с электроприводом.