2763.Эксплуатация и обслуживание объектов добычи нефти и газа
..pdfСостав скважинного оборудования:
1. Направляющая компоновка (рис. 9.6).
Рис. 9.6. Компоновка направляющая:
1– фрикционный узел; 2 – локатор муфтовых соединений; 3 – направляющая; 4 – башмак отклоняющий; 5 – якорь
2.Компоновка для фрезерования (рис. 9.7).
Рис. 9.7. Комплекс оборудования (компоновка) для фрезерования: 1 – соединитель; 2 – обратный клапан; 3 – аварийный разъединитель; 4 – механизм доворота; 5 – ВЗД; 6 – механизмнагружения; 7 – гибкийвал, 8 – инструмент
3. Компоновка для вскрытия пласта (рис. 9.8).
Рис. 9.8. Комплекс оборудования для радиального вскрытия пласта: 1 – переходник; 2 – рукав высокого давления; 3 – гидромониторная насадка
281
9.5. Оборудование и спецтехника КМУ-50
Ключи КМУ-50 (рис. 9.9) предназначены для механизации операций по свинчиванию и развинчиваю, центрированию, захвату, удержанию на весу колонны насос- но-компрессорных труб при текущем ремонте скважин, эксплуатируемых всеми видами оборудования, включая электропогружные насосы. Применяются в умеренном
Рис. 9.9. КМУ-50 и холодном макроклиматических районах.
КОТ-48-89, КОТ-89-132
В ручном варианте свинчивания и развинчивания НКТ применяются ключи различных модификаций: ключи одношарнирные трубные КОТ-48-89, КОТ-89-132 (рис. 9.10).
Одношарнирные трубные ключи типа КОТ предназначены для мон-
тажно-демонтажных промысловых Рис. 9.10. КОТ 48-89 работ, а также для свинчивания
иразвинчиваниянасосно-компрессор- ных труб при спуско-подъемных операциях на скважинах, в том числесприменениеммеханическихключейтипаАПР.
Ключи трубные КТГУ-48, КТГУ-60, КТГУ-73, КТГУ-89
Ключи трубные применяются при механизированном свинчивании и развинчивании насосно-компрессорных труб с помощью ключа-автоматаАПР-2-ВБМилимеханическогоключаКМУ-50.
282
Ключи КТГУ-60, 73, 89 (рис. 9.11) усовершенствованной конструкции служат для захвата тела трубы при свинчиванииразвинчивании насосно-компрес- сорныхтруб. Достоинства:
–повышение надежности за-
хвата;
–улучшение контакта ключа
струбой;
– увеличение межремонтно- |
Рис. 9.11. КТГУ-48 |
го срока службы. |
|
При текущем ремонте скважин основными видами работ являются работы по замене насосного оборудования, насоснокомпрессорных труб, штанг. Такие работы выполняются в течение нескольких суток. Разработано достаточно много модификаций пакеров-отсекателей, которые позволяют заменять насосное оборудование без глушения скважин. Однако на сегодня нет надежного оборудования, удовлетворяющего всем требованиям, предъявляемым к заглушенной скважине.
Пакеры
Пакеры при эксплуатации устанавливаются обычно в обсаженной части скважины, и спускают их на колонне подъемных труб. Уплотнение, прижимаемое к обсадной трубе, должно надежно разобщать части ствола скважины, находящиеся над и под уплотнителем. Уплотнители для эксплуатационных нужд подразделяются по своему назначению.
1. Уплотнители, применяемые при отборе нефти и газа из пласта в случае:
а) оборудования, требующего создания в скважине двух изолированных каналов (например, уплотнение между НКТ и обсаднымитрубамиприраздельнойэксплуатациинесколькихпластов); б) беструбной эксплуатации (подъем жидкости по обсадной
колонне, в нижней части которой установлено уплотнение);
283
в) предохранения от выброса при газопроявлениях (пакер
склапаном-отсекателем).
2.Уплотнители, применяемые при исследовании или испытания в случае:
а) раздельного исследования пластов, вскрытых одной скважиной;
б) проверки герметичности обсадной колонны или герметичности изоляции пластов цементным кольцом
3.Уплотнители, применяемые в случае
а) гидроразрыва пласта; б) поддержания пластового давления;
в) подачи в пласт теплоносителей.
По способу посадки пакеры подразделяют на механические «М», гидравлические «Г» и гидромеханические «ГМ». Механический пакер расширяется при воздействии осевой нагрузки (масса НКТ), оболочка гидравлического пакера расширяется при подаче в нее жидкости.
Во всех пакерах должен быть:
–упор на забой через хвостовик;
–переход диаметра обсадной колонны;
–шлипсовый захват за обсадную колонну (якорь); псовый захват и торец обсадной трубы в ее муфтовом соединении.
Различают следующие виды пакеров:
ПВ – пакер, воспринимающий усилие вверх; ПН – пакер, воспринимающий усилие, вниз;
ПД – пакер, воспринимающий усилие, направленное как вниз, так и вверх.
Пакеры способны воспринимать усилие от перепада давления, направленного как вверх, так и вниз, могут оставаться в скважине и выполнять свои функции и без колонны подъемных труб, которую извлекают после посадки пакера. В этом случае для отсоединения колонны труб от пакера и повторного соединения ее с пакером применяются разъединители колонн типа РК, ЗРК, 4РК, устанавливаемые над пакером. В оставляемую
284
с пакером часть разъединителя перед разъединением при помощи канатной техники устанавливается пробка, перекрывающая пласт, а извлекаемая часть разъединителя поднимается.
|
Пакер типа ПВ-ЯГ-Н-122-30 |
|
|
|||
предназначен для защиты экс- |
|
|
||||
плуатационной |
колонны |
диа- |
|
|
||
метром 146 мм от воздействия |
|
|
||||
закачиваемой жидкости, а также |
|
|
||||
от |
повышения |
давления |
при |
|
|
|
выполнении |
|
технологических |
|
|
||
операций по |
|
воздействию |
на |
|
|
|
призабойную |
зону в процессе |
|
|
|||
эксплуатации |
|
нагнетательных, |
|
|
||
сбросовых |
и |
поглощающих |
|
|
||
скважин (рис. 9.12). Пакер мож- |
Рис. 9.12. Пакер типа ПВ-ЯГ-Н-122-30: |
|||||
|
|
|
|
|
1 – муфта с присоединительной |
|
но установить в любом интерва- |
резьбой; 2 – якорный узел; 3 – уп- |
|||||
ле |
эксплуатационной колонны. |
лотнительный элемент; 4 – вторич- |
||||
Установка и снятие его осуще- |
ный уплотнительный |
элемент; |
||||
ствляется без вращения колонны |
5 – ствол пакерный; 6 – конус |
|||||
|
|
|
|
|
посадочный |
|
насосно-компрессорных труб. |
|
|
||||
|
ТехническаяхарактеристикапакератипаПВ-ЯГ-Н-122-30: |
|||||
|
Максимальное рабочее давление, МПа................................ |
30 |
||||
|
Температура рабочей среды, ºС, не выше.......................... |
100 |
||||
|
Диаметр условный проходного отверстия, мм.................... |
50 |
||||
|
Диаметр наружных поверхностей металлических деталей, |
|||||
мм, не более .................................................................................. |
|
|
|
|
122 |
|
|
Длина пакера, мм................................................................ |
|
|
1500 |
||
|
Пакер типа ПН-ЯМ предназначен для разобщения про- |
|||||
странств эксплуатационной колонны нефтяных и газовых сква- |
||||||
жин и защиты ее от воздействия пласта, состоит из уплотни- |
||||||
тельного устройства, плашечного механизма и фиксатора типа |
||||||
байонетного замка (рис. 9.13). |
|
|
||||
|
На ствол пакера свободно насажены конус и уплотнитель- |
|||||
ные манжеты. Плашки входят в пазы плашкодержателя и в па- |
285
керах с наружным диаметром 118 и 136 мм прижимаются к конусу за счет усилия пружин плашкодержателя. В остальных пакерах плашкодержатель фиксируется со стволом и цилиндром захватами. Корпус фонаря соединен с замком, имеющим фигурный паз, в котором может перемещаться палец, связанный со стволом. Посадка пакера проводится путем приподъема труб на величину, необходимую для создания на пакер расчетной осевой нагрузки, поворота его на 1,5–2 оборота вправо и затем спуска труб вниз. Благодаря трению башмаков о стенку эксплуатационной колонны обеспечивается неподвижность корпуса фонаря и плашек. Палец при повороте скользит по фигурному пазу и опускается вниз вместе со стволом.
Пакеры 1ПД-ЯГ предназначены для разобщения пространств эксплуатационной колонны труб и защиты ее от воздействия пласта в нефтяных и газовых скважинах, состоят из верхнего и нижнего якорных устройств, уплотнения, гидроцилиндра и фиксатора. Посадка пакера осуществляется путем создания давления в колонне подъемных труб, причем предварительно проход пакера перекрывается шариком, сбрасываемым на седло. Под действием давления в трубах плашки верхнего якоря выдвигаются наружу, заякориваясь на стенке эксплуатационной колонны.
В пакере ПД-ЯГ жидкость через отверстие поступает под золотник, сдвигает его вниз, срезая винты, и позволяет захвату выйти из зацепления с поршнем (рис. 9.14).
Поршень через толкатель сжимает манжеты, создавая уплотнение со стенкой эксплуатационной колонны. Одновременно золотник выдвигает конус в плашки, заставляя их внедриться в эксплуатационную колонну и заякориться на ней. Совместно с конусом двигается вниз цилиндр и шлипсы, зацепляясь с насечками толкателя, фиксируют манжеты и плашки в рабочем положении. Пакер освобождается при натяге и подъеме колонны труб, в результате срезаются винты и ствол освобождается от плашкодержателя. Дальнейшее движение ствола вверх освобождает манжеты от сжатия. Приэтомствол, упираясьвпоршень, доводитего доупора
286
Рис. 9.13. Конструкция пакера ПН-ЯМ: |
Рис. |
9.14. |
Пакер ПД-ЯГ: |
|||
а – пакеры с наружным диаметром от |
1 – корпус якоря; 2 – круг- |
|||||
150 до 265 мм; б – пакеры с наружным |
лая |
плашка; 3 |
– манжета; |
|||
диаметром 118 и 136 мм; 1 – головка |
4 – ствол; 5 – шлипс; 6 – тол- |
|||||
пакера; 2 – упор манжеты; 4 – конус; |
катель; 7 – цилиндр; 8 – пор- |
|||||
5 – плашка; 6 – плашкодержатель; 7 – ци- |
шень; 9 – захват; 10, 14, 17 |
|||||
линдр; 8 – захват; 9 – корпус фонаря; |
и |
19 |
– |
срезные |
винты; |
|
10 – башмак фонаря; 11 – замок, ограни- |
11 – золотник; 12 – конус; |
|||||
чивающий взаимное перемещение ствола |
13 – плашка; 15 – плашко- |
|||||
пакера и внешних деталей; 12 – гайка; |
держатель; |
16 |
– |
седло; |
||
13 – палецзамка; 14 – стволпакера |
|
17 – втулка фиксатора |
287
в цилиндр, который, в свою очередь, вытягивает конус из-под плашек и освобождает их. Проходное отверстие пакера открывается при повышении давления в трубах и срезе винтов.
АзИНмаш-37А
Установки предназначены для спуско-подъемных операций с укладкой труб и штанг на мостки при текущем и капитальном ремонте нефтяных и газовых скважин, не оборудованных вышечными сооружениями.
Подъемные установки этого типа подразделяются на АзИНмаш-37А, АзИНмаш-37А1, АзИНмаш37БЮ, смонтированные на базе автомобилей повышенной проходимости КрАЗ255Б и КрАЗ-260 (рис. 9.15).
Подъемные установки АзИНмаш-37А и АзИНмаш-37А1 комплектуются автоматами АПР для свинчивания и развинчивания насосно-компрессорных труб и автоматическим ключами типа КШЭ с электроприводом для свинчивания насосных штанг. Подъемные установки оснащены ограничителем подъема крюкоблока, системой звуковой и световой сигнализации установки вышки, контрольно-измерительными приборами работы двигателя и пневмосистемы, а также другими системами блокировки, обеспечивающими безопасность ведения работ при монтаже установки вблизи скважины и спуско-подъемных операциях.
Управление всеми механизмами установки при спускоподъемных операциях осуществляется из трехместной отапливаемой кабины оператора, расположенной между лебедкой и кабиной автомобиля. Управление установкой вышки в рабочее и транспортное положение осуществляется дистанционно – с ручного выносного пульта.
Подъемная установка АзИНмаш-37Б в отличие от АзИНмаш-37А1 оснащена спайдером СГ-32 и манипулятором МТ-3 с гидравлическим дистанционным управлением для свинчивания и развинчивания НКТ.
288
Рис. 9.15. АзИНмаш-37А1: 1 – передняя опора; 2 – трансмиссия с коробкой передач; 3 – кабина оператора; 4 – лебедка; 5 – гидроцилиндр
подъема вышки; 6 – задняя опора; 7 – талевая система; 8 – вышка
Установки АзИНмаш-37А1 и АзИНмаш-37Б смонтированы на шасси автомобиля КрАЗ-260 с относительно повышенной грузоподъемностью и мощностью двигателя и обладают высокими
289
скоростями подъема крюка. Питание системы освещения – от электрооборудования автомобиля. Лебедка с приводом от двигателя автомобиля оснащена однодисковой фрикционной муфтой
А-50У
Агрегат предназначен для ремонта скважин глубиной до 3500 м с укладкой труб на мостки, а также для разбуривания цементной пробки в колоннах диаметром 140–168 мм, промывки и тартальных работ. Входящий в состав агрегата промывочный насос 9МГр смонтирован на двухосном автоприцепе 2ПН-2. Давление насоса 16 МПа при подаче 6,1 л/с. При давлении 6 МПа подача составляет около 10 л/с (рис. 9.16).
Рис. 9.16. Агрегат А-50У: 1 – передняя опора; 2 –промежуточная опора; 3 –компрессор; 4 – трансмиссия; 5 – промежуточный вал; 6 – гидроцилиндр подъема вышки; 7 – ограничитель подъема крюкоблока; 8 – талевая система; 9 – лебедка; 10 – вышка; 11 – пульт управления; 12 – опорные домкраты; 13 – ротор
Управление всеми механизмами агрегата как при установке вышки в рабочее положение, так и при спуско-подъемных опе-
290