Контрольная работа по дисциплине: Нефтегазопромысловое оборудование

       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.

     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, НКТ и уплотнение снизу пространств между НКТ и обсадными трубами при раздельной эксплуатации нескольких пластов);

     б) беструбной эксплуатации (подъеме жидкости по обсадной колонне, в нижней части  которой установлено уплотнение);

     в) предохранения 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 цементным кольцом.

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

     а) гидроразрыве пласта;

     б) поддержании пластового давления;

     в) подаче в пласт теплоносителей.

     Итак, по восприятию перепада давления пакеры подразделяются так:

1. ПВ - усилие направлено от перепада давления вверх;
2. ПН - усилие направлено от перепада давления вниз;
3. ПД — двустороннего действия (усилие от перепада давления направлено как вверх, так и вниз).

     По  способности фиксироваться на месте установки пакеры подразделяют:

1. Я - фиксирующиеся якорем;
2. Без обозначения - самостоятельно фиксирующиеся.

     По  способу посадки  пакеры подразделяют:

1. Г - гидравлические;
2. М - механические;
3. ГМ - гидромеханические;
4. Без обозначения - не требующие посадки.

     По  способу съема пакеры подразделяют:

1. В - вращением;
2. Р- разбуриванием;
3. И - специальным инструментом;
4. Без обозначения - натягом.

     По  исполнению:

1. Без обозначения - нормальное;
2. Коррозионностойкие:

• К1 — углекислотостойкое (СО; не более 10% об.);

• К2 - сероводородостойкое (Н^З и СО2 не более 10% об. каждого I компонента);
• КЗ - сероводородостойкое (Нг5 и СО: свыше 10%, но не более I 25% об. каждого компонента);
• Т - термостойкое (для рабочих сред с температурой более 150°С).

 

       Условное обозначение пакера должно включать: тип, число проходных отверстий (для многопроходных пакеров), вид по способности фиксироваться, способы посадки и съема, наружный диаметр, максимальный перепад давления и исполнение.

       Пакер ПВ-Я-118-14 расшифровывается как, пакер с усилием, направленным вверх, однопроходный, фиксируемый отдельным устройством, не требующий посадки, освобождающийся натягом, наружным диаметром 118 мм, воспринимающий перепад давления 14 МПа, нормального исполнения.

       

      Рисунок 13. Конструкция пакера ПН-ЯМ:

      а - пакеры с наружными  диаметрами от 150 до 165мм;

      1 - головка пакера; 2 - упор манжет; 3 - манжеты; 4 - конус;  5 - плашка; 6 - плашкодержатель; 7 - цилиндр; 8 - захват;  9 - корпус фонаря; 10 - башмак фонаря; 11 - замок, ограничивающий взаимное передвижение ствола пакера и лишних деталей: 12 - гайка; 13 - палец замка: 14 - ствол пакера. 

     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 типов РК, ЗРК, 4РК, устанавливаемые над пакером. В оставляемую с пакером часть разъединителя перед разъединением при помощи канатной техники устанавливается пробка, перекрывающая пласт, а извлекаемая часть разъединителя поднимается вместе с колонной подъемных труб. Пример обозначения разъединителя колонн: РК 89/145-80-350. РК - разъединитель колонн; 89 - условный диаметр, мм; 145 - диаметр пакера, мм; 80 - - диаметр проходного отверстия, мм; 350 - рабочее давление, кг/см².

3. Клапаны.

•  Клапаны – отсекатели.

     Клапаны – отсекатели предназначены для автоматического перекрытия колонны НКТ и отсечки потока продукции скважины при нарушении установленного режима ее эксплуатации в результате частичного повреждения или полного разрушения устьевого оборудования, нарушения герметичности эксплуатационной колонны скважины, затрубное пространство которой загерметезировано пакером. При обустройстве скважин пакер и клапан – отсекатель обычно устанавливают непосредственно над продуктивным горизонтом.

     Забойные  клапаны – отсекатели должны отвечать следующим требованиям:

     • надежно автоматически перекрывать  колонну НКТ при всех возможных  нарушениях режима эксплуатации скважины;

     • обладать способностью надежно устанавливаться  на необходимой глубине и извлекаться  без спуска и подъема НКТ;

     • обеспечивать возможность проведения различных технологических операций ниже глубины установки клапана – отсекателя, возможность проведения ремонтов устьевого и глубинного оборудования без глушения скважины.

     Условное  обозначение клапана-отсекателя: К  — клапан, А — отсекатель, У — управляемый с устья, без буквы У — автоматический, цифра 1 или буква М — обозначение модели, первое число — условный диаметр колонны подъемных труб для КАУ и условный диаметр клапана — для КА, второе число — рабочее давление. Например: КА-68-35К1 и КАУ-89-70.

       Критический дебит, при котором  срабатывает автоматический клапан-отсекатель, принимают обычно на 15…20% больше  оптимального. Настройка клапана  обеспечивается подбором площади  проходного сечения сменных штуцеров  и усилия пружины. Перепад давления на сменных штуцерах допускается обычно в интервале от 0,1 до 0,7 МПа. Клапан-отсекатель обычно устанавливается в колонне НКТ на ниппель. Устанавливают его путем сбрасывания в колонну НКТ, или с использованием канатной техники, либо с применением специального посадочного инструмента. В нижней части клапан-отсекатель должен иметь замок с фиксатором для посадки на ниппель.

     По  способу установки клапаны разделяются на съемные и стационарные. Съемные, как правило, могут сниматься с помощью канатной техники после глушения скважины. Стационарные для замены клапана требуют подъема всего пакера.

     По  видам уплотняющего устройства клапаны-отсекатели подразделяются на тарельчатые, шаровые, поршневые и крановые.

     Тарельчатые клапаны, называемые часто «хлопушкой»  состоят из корпуса, тарели, седла и возвратной пружины, работающей на кручение.

     Шаровые клапаны аналогичны клапанам на штанговых  насосах.

     Крановые  клапаны состоят из корпуса, запорного  элемента, представляющего собой  шар со сквозным отверстием, системы  поворота запорного элемента и седла.

     Поршневые клапаны могут перекрывать поток  за счет закрытия боковых окон в  цилиндре или же садиться на седло  аналогично тарельчатым или шаровым. В настоящее время наиболее приспособленными к осложненным условиям эксплуатации оказались поршневые клапаны. Тарельчатые и крановые используются в нагнетательных скважинах.

     По  системе управления клапаны-отсекатели можно разделить на управляемые  механическим толкателем и срабатывающие  за счет перепада давления в под- и  надпакерной зонах. Последняя система подразделяется на системы, срабатывающие от давления, возникающего в процессе эксплуатации и создаваемого устьевым оборудованием.

     Рассмотрим  подробнее схемы управления:

     а) схема управления клапаном-отсекателем  с помощью механического толкателя позволяет надежно фиксировать момент открытия и закрытия клапана. В схеме имеется хвостовик, присоединяемый к скважинному насосному агрегату. Как правило, длина толкателя изменяется от 10 до 30 м, хотя может быть и длиннее. Недостатком такой схемы является необходимость при подъеме колонны НКТ при отсутствии перекрытия ствола скважины, что требует установки устьевого сальника. К тому же, в случае изменения глубины подвески насоса и при других обстоятельствах, требуются извлечение и последующая установка пакера на новой глубине, что связано с обязательным глушением скважины. Клапан-отсекатель с рассматриваемой системой управления не перекрывает скважину в аварийных ситуациях, например при обрыве колонны НКТ и падении ее на пакер.

     Однако, несмотря на указанные недостатки и благодаря простоте исполнения, эта схема применяется в промысловой практике;

     б) схема управления отсекающим клапаном пакера за счет усилия, возникающего от действия гидростатического давления столба жидкости в скважине, позволяет  автоматически управлять клапаном-отсекателем как в аварийных ситуациях, так и при повседневной эксплуатации. Кроме того, в этой схеме пакер-отсекатель и насосная установка работают независимо друг от друга, благодаря чему изменение глубины подвески насоса в процессе эксплуатации скважины не влечет за собой перестановки пакера. К недостаткам этой схемы по сравнению с первой относится необходимость применения более сложного и дорогостоящего оборудования;

     в) схема управления отсекающим клапаном пакера за счет импульса давления, создаваемого над клапаном, дает возможность работы без устьевого сальника. Однако для переключения клапана из одного положения в другое необходимо наличие насосного агрегата, что усложняет ее эксплуатацию. Как и в первой схеме, отсекающий клапан не срабатывает при аварийных ситуациях.

     Необходимо  отметить, что установка пакеров  с клапанами-отсекателями имеет  следующие существенные недостатки:

• невозможен или крайне затруднен спуск на забой приборов;
• при использовании в скважинах с высоким содержанием механических примесей возможно попадание осевших частиц на прием насоса и в механизм пакера, что затруднит его демонтаж;
• создает на внутренних стенках обсадной трубы механические повреждения от удерживающих элементов пакеров;
• в случае попадания посторонних предметов, как правило, происходит заклинивание клапана-отсекателя или пакера при их подъеме;
• в скважинах с осложнениями в виде отложения солей, смол и высокого содержания механических примесей, когда необходимо проводить периодическую чистку забоя и призабойной зоны скважины циркуляцией или желонками в настоящее время необходимо производить извлечение пакера.

     Клапан-отсекатель обычно устанавливают в колонне  НКТ на ниппель путем сбрасывания  или с использованием специального посадочного инструмента.

     

     

       
 

       

     Ниппель служит для установки, фиксирования и герметизации в нем клапана-отсекателя, представляет собой патрубок, внутри которого выполнена кольцевая проточка для приема фиксаторов замка клапана-отсекателя. Внутренняя поверхность ниппеля выше кольцевой проточки обработана под посадку уплотнительных элементов клапана-отсекателя. По обоим концам ниппеля нарезана резьба для соединения с колонной НКТ. Ниппель спускают на колонне НКТ и устанавливают выше пакера. 

     Клапаны отсекатели управляемый  КАУ (рис. 14 а, б) управляются с устья скважины через специальную трубку, спущенную совместно с ниппелем.

     Клапаны-отсекатели устанавливаются в посадочные ниппели  инструментами канатной техники  и фиксируются в ниппелях при  помощи замков, размещенных в канавке 1.