1ФЕД

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.

К гидравлическим (рис. 14, а) и б)) 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.

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.

Принцип действия пакера заключается в следующем:

В скважину 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.

При заказе указывается: шифр изделия – ПВМ-118/500.

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.

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.

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

Насосно-компрессорные трубы (НКТ)

По способу

По материалу

соединения

	разборные	неразборные	неметаллические	металлические
		(наматываемые)

муфтовые

с гладкими концами

с приваренными концами

свысадкой наружу

безмуфтовые

свысадкой внутрь

свысадкой наружу

из стекловолокна

легкосплавные

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.

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

Категории НКТ: 1. (Н) Без резьбы. Используются в колтюбинге. Непрерывно

наматываемые трубы

2(Г) Гладкие с треугольной резьбой. Соединяются муфтой

3(В) Трубы с высаженными наружу концами с треугольной резьбой. Большие усилия выдерживаются

4(ПГ) Повышенной герметичности с уплотнительным кольцом из неметаллического материала. Защищает резьбу и повышает герметинчость.

5(Б) Безмуфтовые с трапециидальной резьбой. Повышена герметичность

6(Т) Гладкие с трапециидальной резьбой. Высокогерметичные

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.

Насосно-компрессорные трубы (НКТ)

По способу

По материалу

соединения

разборные

неразборные (наматываемые)

муфтовые

сгладкими

концами

сприваренными

концами

свысадкой

наружу

безмуфтовые

свысадкой

внутрь

свысадкой

наружу

неметаллические металлические

из легкосплавные стекловолокна

	полимерные			стальные

	комбинированные			с покрытием

остеклованные

эмалированные

эпоксидированные

без покрытия

17.Газлифтный способ эксплуатации, особенности конструкции внутрискважинного оборудования.

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 1 газ с поверхности подается к башмаку 2, где смешивается с жидкостью, образуя ГЖС, которая поднимается на поверхность по подъемным трубам 3. Закачиваемый газ добавляется к газу, выделяющемуся из пластовой жидкости.

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, т.е. для условий морских месторождений и районов освоения Севера и Сибири.

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. Для этого необходимо применять арматуру, где нет резких изменений направления потока, что особенно важно для скважин с низкими дебитами и рабочими давлениями. Устьевое оборудование фонтанных скважин в основном удовлетворяет приведенным требованиям, поэтому обычно устье газлифтных скважин оборудуется фонтанной арматурой.

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.

Рассмотрим некоторые из них.

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. При малых глубинах скважин операции по встряхиванию часто проводят без использования подъемника – ручным способом.

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. Натяжной ролик механически связан с датчиком напряжения проволоки, в котором сила натяжения проволоки преобразуется в электрический сигнал, передаваемый по кабелю на индикатор. Индикатор фиксирует натяжение проволоки при проведении СПО с помощью канатной техники.

Лубрикатор (рис.2.11) – это герметизирующее устройство, предназначенное для сдерживания давления в стволе скважины и обеспечения спуска/подъема инструмента на проволоке (канате) при проведении ремонтно-профилактических работ без изменения давления в стволе скважины.

Превентор плашечный состоит из корпуса 3, крышек 2, плашек 5, винтов 1 и перепускного клапана 4, который облегчает открытие превентора под давлением – уравновешивает под и над плашками. Плашка, на наружной поверхности которой имеются каналы для выравнивания давления (это облегчает ее перемещение и увеличивает прижатие плашек друг к другу при перекрытии устья скважины), выполнена из пустотелого бронзового цилиндра с привулканизированными уплотнениями. От проворачивания при ее перемещении предохраняет шпонка 6.

Компрессоры для газлифтной добычи нефти.

Для компримирования газа при газлифтной добыче нефти наиболее часто применяются газомотокомпрессоры и центробежные компрессоры с электроприводом.