Snarev / ТТНД лекции ч1 / 6 ДВС

Лекция 9.Д.В.С.

Применяется обычно на передвижных агрегатах подземного ремонта, гидроразрыва, кислотных агрегатах и т.д. Агрегаты имеют базой а машины КрАЗ-255Б, КрАЗ-257, МАЗ-537, МАЗ-500А, ЗИЛ-130, ЗИЛ-133, ЗИЛ-157К и др. Для привода оборудования часто используются ходовые двигатели. На КрАЗ 257 это двигатель ЯМЗ-238А, n-2100, N=176 квт (220 л.с.). Иногда устанавливают и независимые ДВС: дизель с N=88 квт n=1500 или двигатель ГАЗ-51 с N=51, n=2800. При больших мощностях это двигатели: В2-500-А4, , n=1800 или В2-800-ТК-С2, , n=2000 (12 цилиндров, 4-х тактный, с турбокомпрессором типа ТКР-14-2).

Пакеры и якори.

Скважинные уплотнители устанавливаются при эксплуатации обычно в обсаженной части скважины над или под якорем. По назначению уплотнители делятся следующим образом:

1.Уплотнители применяемые при отборе нефти и газа из пласта в случае:

а)создания в скважине двух изолированных каналов (НКТ и обсадные трубы при раздельной эксплуатации нескольких пластов)

б)беструбной эксплуатации (подъем жидкости по о.к., в нижней части которой установлен пакер)

в)предохранений от выброса при газопроявлениях (пакер с клапаном отсекателем).

2. Уплотнители, применяемые при исследовании или испытании в случае:

а)раздельного исследования пластов, вскрытых одной скважиной.

б)проверки герметичности обсадной колонны или герметичности изоляции пластов

3. Пакеры, применяемые при воздействии на пласт или призабойную зону: при:

а)гидроразрыве пласта

б)поддержания пластового давления

в)подаче в пласт теплоносителей.

Основной элемент пакера – уплотняющие элементы. Элемент уплотняет пространство, расширяясь под действием осевой нагрузки, создаваемой весом НКТ(рис1), или под действием избыточного внутреннего давления. (рис 2)

рис. 1 рис. 2 рис. 3

Уплотняющие элементы пакеров делятся на следующие:

1. Элементы расширяющиеся при воздействии осевой нагрузки. Материалом для таких уплотнений может служить резина прорезиненная и прографиченная асбестовая ткань ( для высоких температур), свинец.

2. Элементы, расширяющиеся при создании в их внутренней полости избыточного давления. Основной материал – резина.

3. Самоуплотняющиеся резиновые (рис. 3).

Для создания избыточного давления внутри уплотнения (рис.2) вниз НКТ встраивается клапан. В некоторых конструкциях пакера уплотняющий элемент фиксируется в этом положении.

Самоуплотняющийся элемент (рис. 3) спускается в обсадные трубы, прижимаясь к ним с некоторым натягом. Поэтому резина должна быть износоустойчивой и манжета обычно не может использоваться несколько раз.

Во всех пакерах необходимо создать упор для пакера. Опора нужна для восприятия веса НКТ при расжатии уплотняющих элементов первых типов и восприятия осевых усилий при уплотнениях всех видов. Опора выполняется с упоров на:

- забой через хвастовик

- переход диаметра обсадной колонны

- шлипсовых захват за обсадную трубу

- шлипсовый захват за торец обсадной трубы в её муфтовом соединении.

Хвостовики рекомендуется применять при плотном забое и ограниченном расстоянии между пакером и забоем (20-30м). Наиболее распространен шлипсовый захват. Он состоит из трех шлипс 2, прижатых пружинами 3 к корпусу 6. При спуске пакера или его подъеме шлипсы прижаты к нижней части конуса и свободно входят в обсадную колонну. В этом положении они удерживаются штифтом 5. Штифт входит в паз втулки 4, к которой подсоединены шлипсы. У места установки пакера штифт выводится из паза втулки 4 поворотом штока пакера 7.

Втулка и шлипсы в этот моментудерживаются пружинами 3 за счет их трения об обсадную колонну. Насечка на шлипсах создает достаточное закрепление их на обсадных трубах.

Кроме двух основных элементов (уплотняющего и опоры) пакеры имеют ряд приспособлений. Так противовыбросовый пакер отсекатель имеет клапан, предотвращающий движение жидкости из под пакера по его внутреннему каналу. Этот пакер применяют в скважинах, где насосная эксплуатация вызывает временное фонтанирование и возникает необходимость глушить скважину тяжелой жидкостью. При отборе жидкости насосом клапан пакера открыт специальным устройством. При подъеме насоса клапан закрывается и оборудование извлекается из скважины без применения задавки, что экономит время и средства.

Требования защиты окружающей среды, особенно при разработке месторождений шельфа, охраны труда и т.д., сделали клапан отсекатель несмотря на его сложность и высокую стоимость обязательным элементом оборудования фонтанных нефтяных и газовых скважин и всех эксплуатационных скважин на морских и океанских шельфах. Различают автоматические и управляемые клапаны отсекатели.

Автоматический клапан отсекатель имеет корпус 1, внутри которого подвижно смонтирована труба 2. С нижним концом трубы соединено верхнее седло. Между верхним и нижним седлом установлен шар 3 с отверстием. Совмещение отверстия шара с центральным каналом отсекателя достигается с помощью штифта. С одной стороны ввернутого в корпус, с другой – входящего в фигуральный паз на шаре. Полость 4 между корпусом и подвижной трубой загерметизирована резиновыми кольцами 5. В ней находится газ под давлением и размещена пружина 6. Давление в герметичной полости и усилие пружины подбирается таким образом, чтобы под действием давления пластовой жидкости за счет усилия возникающего вследствие разности площадей верхнего и нижнего концов подвижной трубы, последняя находилась бы в крайнем нижнем положении. При этом шар устанавливается в положении «открыто». При падении давления в зоне установки отсекателя усилие пружины и давление газа в полости преодолевают усилие, действующее на трубу 2 и последняя вместе с седлами и шаровым клапаном перемещается вверх, а шар, наворачиваясь вокруг оси, перекрывает центральный канал отсекателя. Другие автоматические клапаны отсекатели срабатывают при превышении заданного расхода потока. Отечественной промышленностью выпускаются полнопроходные шаровые клапаны отсекатели КА, предназначенные для эксплуатации в средах, содержащих до 6% (индекс К1) и и до 6% (К2), рассчитанные на рабочее давление 35 МПа.

КА-73-350К1 КА-89-350-К1;К2 КА-114-350К1;К2

КА-73-350К2

ø подъемн. труб, мм 73 89 114

ø проходн. канала 30 38 48

Длина, мм 560 567 615

масса, кг 7,2 10 12,8

ПР-Г – с перекрытым проходным каналом

ПР-К – с клапаном-отсекателем.

Кроме того бывают 1ПД-ЯГ и 2ПД-ЯГ – для газовых скважин с содержанием до 6%. При значительных осевых усилиях, действующих на пакер, шлипсовый захват пакера не может полностью воспринять нагрузку. Тогда у пакера со стороны низкого давления ставят якорь, служащий дополнительной осевой опорой. Якорь встроенный в колонну НКТ при работе подвергается избыточному внутреннему давлению жидкости, действующему на резиновую трубку, которая нажимает на плашки и прижимает их к обсадной колонне. Якорь можно применять и без пакера в случае когда необходимо закрепить колонну труб без уплотнения межтрубного пространства.

Пакер ПН-ЯГМ-140-210:

П - пакер, Н – давление воспринимаемое пакером внизу, Я с заякоривающим устройством, ГМ – гидромеханическая установка пакера, 14О – наружный ø пакера, мм, 210 – наибольший перепад давления на пакере, .

КПГ-73-35-136К1 – комплекс подземный для газовых скважин:

73 – øНКТ, 35 МПа, 136 – ø пакера, К1 – кор. исполнение.

Комплексы предназначены для эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин с гарантией автоматического перекрытия ствола скважины при изменении параметров сверх заданных пределов и разгерметизации устья скважины. Посадка пакера гидравлическая (сбрасывающий клапан)

ПВ – пакер, воспринимающий перепад давления, направленный вверх

ПН - пакер, воспринимающий перепад давления, направленный вниз

ПД - пакер, воспринимающий перепад давления, направленный как вверх, так и вниз (двусторонний)