книги / Эксплуатация и обслуживание объектов добычи нефти и газа

Состав 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;

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.

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

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

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