- •Лекция9.
- •9.2.Схема оборудования фонтанной скважины
- •9.3. Подземное оборудование
- •Конструкция
- •Техническая характеристика резьбы нкт
- •Механические свойства стали нкт
- •Пакеры, якоря
- •Клапаны-отсекатели
- •Станция управления клапанами-отсекателями
- •Пусковой клапан
- •Толкатель
- •9.4.Наземное оборудование
- •Конструкция основных элементов арматуры
- •Запорные устройства
- •Колонные головки
- •Оборудование для борьбы с отложениями парафина
- •Тепловые методы борьбы с отложениями парафина
- •Удаление парафина растворителями
- •Применение специальных покрытий лифтовых труб и манифольдов
- •9.5. Типовые расчеты оборудования для фонтанной
- •Совершенствование оборудования.
- •Нкт из алюминиевых сплавов
- •Футерованные нкт
- •Зарубежные конструкции нкт
- •Гибкие нкт
- •Совершенствование оборудования
- •Опыт эксплуатации оборудования
- •Лекция 10.
- •10.1. Применение газлифтной эксплуатации
- •10.2. Конструкция газлифтных подъемников
- •10.3. Расчет пускового давления
- •10.4. Размещение газлифтных клапанов
- •10.5. Установление режима работы газлифтных скважин
- •10.6. Исследование газлифтных скважин
- •Лекция 11.
- •11.2. Вариант оборудования газлифтной скважины
- •11.3. Подземное оборудование газлифтной скважины
- •11.4. Наземное оборудование
- •11.5. Вспомогательное оборудование скважины
- •Лебедка
- •Дубликатор
- •Замок для проволоки
- •Грузовая штанга
- •Шарнирное соединение
- •Отклонитель рычажный
- •11.6. Некоторые разновидности газлифтной эксплуатации и пути ее совершенствования
- •Плунжерный лифт
- •Бескомпрессорный лифт
- •Лекция 12.
- •12.1.Привод
- •12.2. Конструкции скважинных штанговых насосов
- •12.3. Глубинно-насосные штанги
- •12.4. Совершенствование привода штанговых насосов
- •12.4.1. Безбалансированный механический привод
- •Гидравлический привод шгн
- •12.4.2. Станки-качалки с пневматическим
Конструкция
По конструкции НКТ подразделяются на:
а) гладкие и с высаженными наружу концами. Гладкие имеют одинаковый внутренний диаметр по всей длине. Они неравнопрочны: прочность их в нарезанной части составляет 80-85% прочности тела трубы (рис.92 «Б»).
НКТ с высаженными наружу концами равнопрочны.
Резьба в НКТ – коническая с биссектрисой угла профиляперепендикулярной к оси конуса. Преимущества таких резьб:
а) возможность обеспечить герметичность без уплотняющих средств;
б) возможность ликвидации в резьбе зазоров;
в) более равномерное распределение нагрузки;
г) сокращение времени на сборку-разборку;
Таблица 9.1.
Техническая характеристика резьбы нкт
Параметры |
Размеры профиля резьбы при числе ниток на 1’’ | |
|
10 |
8 |
Шаг S,мм |
2,540 |
3,175 |
Глубина t, мм |
1,1312 |
1,810 |
Радиус закругления, мм r r1 |
0,432 0,356 |
0,508 0,432 |
Зазор z, мм |
0,076 |
0,076 |
угол наклона |
147 24’’ |
|
конусность 2tg |
1:16 |
|
рабочая высота нитки t2 |
1,336 |
1,734 |
Таблица 9.2.
Механические свойства стали нкт
Показатель |
Группа прочности стали | ||||
|
D |
K |
E |
Л |
М |
Временное сопротивление разру-шению, Мпа |
650 |
700 |
750 |
800 |
900 |
Предел текучести при растяжении (страгивающая нагрузка), МПа |
380 |
500 |
550 |
650 |
750 |
Давление испытания, МПа: для труб до 73 89 102,114 |
55,5 24,5 21,0 |
30,0 29,0 25,0 |
30,0 30,0 30,0 |
30,0 30,0 30,0 |
30,0 30,0 30,0 |
Пакеры, якоря
Пакер.Пакеры - устройства, предназначенные для разобщения колонну от воздействия пластового давления отдельных участков, скважины например, призабойной зоны от остальной части. При этом они выполняют следующие функции:
-защищают обсадную;
-препятствуют контакту с ней агрессивных пластовых жидкостей и газов;
-способствуют движению газа только в НКТ, увеличивая их коэффициент полезного действия;
-создают возможность селективной разработки отдельных пластов и пропластков;
-позволяют осуществить направленное устьевое воздействие на отдельные пропластки и пласты при технологических операциях. Процесс разобщения производится механическим, гидравлическим или гидромеханическим воздействием на резиновый пакерующий элемент, увеличивающий при этом диаметральный габарит. В зависимости от вида воздействия на работающий элемент получили применение пакеры механического («М») или гидромеханического («ГМ») действия.
При этом сила может быть направлена от забоя, от устья или одновременно. В зависимости от этого пакера имеют шифры: ПВ (перепад давления направлен вверх), ПН(вниз), ПД(вниз и вверх).
Якоря могут быть составным элементом пакера, тогда в его шифр вводится буква «Я», или отдельным самостоятельным узлом; На рис.9.4, 9.5 приведены примеры конструкции пакеров.
Изображенный на рис.9.4. пакер работает так. Подъем и спуск на заданную глубину производят на насосно-компрессорных трубах: в последние бросают шарик 14, который устанавливается в седле 15. Закачкой жидкости в НКТ в пакере создают давление, которое передается через канал «а» под поршень 12 и вызывает его перемещение.
Поршень 12 толкает плашкодержатель 9 с усилием, обеспечивающим зрение удерживающего винта 10.
Продолжая движение вверх, он надвигает плашки 8 на корпус 6 и прижимает их к эксплуатационной колонне. Разжатие манжет 3 производится за счет массы труб, воздействующих на упор 2.
При дальнейшем увеличении давления (до 21 МПа) срезается винт 16, удерживающий седло с шариком, и они выпадают из корпуса, освобождая проходное сечение пакера.
Подъем пакера осуществляется после снятия осевой нагрузки и перемещения вверх ствола 4, конуса 6, упора 2. Это способствует возвращению в первоначальное положение плашки и манжет.
Якорь.Якорь– предназначен обеспечить дополнительную силу для надежного удержания пакера в заданном интервале. Для этого якорь соединяется в один блок с пакерами и спускается в скважину одновременно. Удерживающими элементами в якоре являются плашки (рис. 9.5. «а»(1)), срабатывающими от давления, создаваемого в колонне НКТ и передаваемого через канал «а» под поршень 6. Принцип его работы аналогичен работе пакера. При снятии давления и подъема НКТ плашки 3 возвращаются на свое место, освобождая якорь.
Якорь может быть конструкционно совмещен с пакером и тогда в шифр пакера вводится буква «я» (например, ПД-ЯГМ).