Как правильно посадить пакер

Правила эксплуатации пакера

Подготовка к работе и спуск в скважину

Для спуска пакера необходимо подготовить скважину промывкой ствола и шаблонированием на глубину спуска пакера. В качестве шаблона, как правило, применяются резиновые манжеты пакера. Допускается производить шаблонирование скважины металлическим шаблоном 123-0,5 мм длиной 1 м для обсадной колонны 146 мм и шаблоном 140-0,5 мм той же длины для обсадной колонны 168 мм.

Спуск и подъем шаблона должны производиться без прихватов на всей глубине шаблонирования. Резиновые манжеты шаблона после подъема должны быть в исправном состоянии. Металлический шаблон не должен иметь рисок и задиров, свидетельствующих о неисправности обсадной колонны.

Спуск пакера производится только в заглубленную скважину; не допускается производить спуск пакера в скважину с признаками фонтанирования.

Пакер проверяется на целостность резиновых манжет, резинового кольца и пружин, а также на подвижность верхней части пакера относительно нижней и правильность прилегания клапане к седлу (внешним осмотром).

Пакер вручную устанавливается в устье скважины. Затем во внутренний канал пакера заводится толкатель, соединенный с первой трубой подвешенной на крюке талевой системы.

Верхняя часть пакера удерживается в поднятом положении, пока верхняя манжета не войдет в обсадную колонну. При этом фонарь толкателя должен находиться выше бурта штока во избежание его преждевременного запирания под буртом.

Спуск пакера происходит под действием веса труб через толкатель. В течение всего спуска не допускается производить подъем колонны труб, т.к. это приведет к преждевременному переключению фонаря толкателя и сделает невозможным дальнейший спуск пакера. Подъем труб для освобождения элеватора производится не более чем, на 10. 20 см.

Во избежание порчи резиновых манжет скорость спуска пакера в скважину не должна превышать 0,1 м/с (примерно одна труба в минуту).

Пакер спускается в скважину толкателем, опирающимся торцом штока в конический бурт под штоком. Благодаря трению резиновой манжеты 2 о стенку обсадной колонны верхняя часть пакера отстает от нижней части и пакер спускается в скважину в «растянутом» состоянии, при котором шлипсы находятся в нижней части скошенных поверхностей конуса и не выходят за диаметральный габарит пакера. При этом перфорированный хвостовик толкателя удерживает откидной клапан в открытом положении, что обеспечивает течение жидкости из-под пакера вверх.

На необходимой глубине дальнейший спуск пакера в скважину прекращается и толкатель приподнимается на одну трубу. При подъеме толкателя сила трения тормозных башмаков удерживает фонарь от перемещения относительно обсадной колонны и бурт штока, приподнимая плашки, проходит через них и начинает поднимать фонарь, преодолевая силу трения башмаков. Плашки, освободившись от бурта, под действием пружин возвращаются в исходное горизонтальное положение. При повторном движении вниз толкатель опирается на седло пакера поверхностью и перемещает его вниз. Резиновые манжеты и оказывают тормозящее действие на нижнюю часть пакера, и шлипсы раздвигаются входящими в них косыми пазами конуса и вступают в контакт с обсадной трубой. Поскольку выступающие бурты шлипсов гладкие, под действием массы труб пакер скользит по обсадной колонне скважины до первого резьбового соединения, где кольцевые бурты шлипсов проваливаются в пространство муфты, а зубчатые поверхности шлипсов входят в контакт с обсадными трубами.

Посадка пакера в муфте обсадных труб определяется по прекращению движения насосно-компрессорных труб в скважину.

При посадке насоса его фильтр проходит через внутренний канал пакера и открывает откидной клапан, а при подъеме насоса фильтр выходит из пакера и откидной клапан поп действием пружин и избыточного давления снизу закрывается, изолируя пласт от ствола скважины.

Снятие пакера с места установки и подъем его из скважины

Подъем пакера должен производиться только специальным ловителем, спускаемым в скважину на насосно-компрессорных трубах 73мм. Применение другого инструмента для подъема пакера запрещается.

Перед спуском ловителя в скважину проверить подвижность шлипса в пазу стержня ловителя. Шлипс должен под собственным весом легко, без заеданий опускаться в крайнее нижнее положение. Достигнув пакера, ловитель своим хвостовиком начинает входить во внутренний канал пакера. Длина входа ограничивается упором муфты ловителя в седло пакера. При подъеме ловителя зубчатый шлипс захватывает верхнюю часть пакера и начинает поднимать ее вверх. При этом в первое время нижняя часть пакера остается неподвижной, а его шлипсы сходятся к центру, выходя своими буртами из-под стыка обсадных труб.

Источник

Большая Энциклопедия Нефти и Газа

Посадка пакера проводится гидравлическим путем с использованием срезного клапана или приемного клапана. Из посадочного ниппеля при помощи инструментов канатной техники извлекается предохранительная гильза. [1]

Посадка пакера осуществляется гидравлическим способом при подаче давления в подъемные трубы. После среза винтов 14 плашкодержатель / / перемещает плашки 10 вверх на конус 9, в результате чего происходят заяко-ривание плашек и герметизация кольцевого пространства манжетами 7 под действием веса подъемных труб. В результате пласт разобщается от за-трубного пространства. [2]

Посадка пакера осуществляется гидравлическим способом. [3]

Посадка пакера осуществляется гидравлическим путем. При посадке пакера используется либо срезной клапан, либо приемный клапан, который сбрасывается с устья или устанавливается в посадочном ниппеле инструментами канатной техники. [4]

Посадка пакера осуществляется при подаче в колонну насосных труб жидкости под давлением. Предварительно на седло вбрасывается шар. Давление в полости Б нижнего гидроцилиндра перемещает поршень, который через плашкодержатель заставляет плашки надвинутся на конус, раздвигаясь радиально, и заякориться за стенку эксплуатационной колонны. Шлипсы, перемещаясь по насечкам штока при движении вниз, препятствуют его возвращению в первоначальное положение. При дальнейшем повышении давления жидкость через отверстие А попадает в цилиндр. При этом срезаются винты и цилиндр перемещает вниз плашкодержатель и плашки, которые надвигаются на конус и заякоряются на эксплуатационной колонне. При этом срезаются винты, плашкодержатель освобождается от цилиндра и фиксируется шлипсами на стволе. [6]

Посадка пакера осуществляется с помощью гидравлики. Глубина посадки пакера в скважине не ограничивается. Для аварийного отсоединения колонны НКТ от пакера предусмотрен переводник с левой резьбой. [7]

Посадка пакера осуществляется гидравлическим путем. [10]

Посадка пакера осуществляется гидравлическим способом при подаче давления в подъемные трубы. После среза винтов 14 плашкодержатель 11 перемещает плашки 10 вверх на конус 9, в результате чего происходят заякоривание плашек и герметизация кольцевого пространства манжетами 7 под действием веса подъемных труб. В результате пласт разобщается от затрубного пространства. [12]

Посадка пакера осуществляется при подаче жидкости под давлением в колонну подъемных труб. Предварительно в пакер сбрасывается шар. [13]

Посадку пакера механического действия проверяют опрессовкой за-трубного пространства скважины на соответствующее давление в течение 10 мин при открытой колонне второго ряда труб. [15]

Источник

Большая Энциклопедия Нефти и Газа

После посадки пакера определяют приемистость пласта ( м3 / ч) нагнетанием в него пластовой воды под заданным давлением. При низкой приемистости пласта необходимо увеличить его приемистость кислотной или другой обработкой. [16]

Проводится посадка пакера гидравлическим путем с использованием срезного клапана. При преждевременном срезе его или при посадке пакера без него в ниппель с помощью цангового инструмента ИЦ из комплекта КИГК устанавливается ( или сбрасывается с устья) приемный клапан. [21]

После посадки пакера и опрессовки скважинного и наземного оборудования при помощи циркуляционного клапана 10 ( см. рис. 10) осуществляется аэрация жидкости, а затем замещение раствора через циркуляционный клапан 15, который в последующем используется для промывки пробок и глушения скважины. [22]

После посадки пакера и опрессовки скважинного оборудования инструментами канатной техники открывается циркуляционный клапан КДМ или КЦМ1 и проводится освоение скважины. В дальнейшем эти клапаны используются для промывки или глушения скважины. [23]

Для посадки пакера в колонну труб сбрасывают шарик. Под воздействием давления в гидроцилиндре 6 происходит разобщение двух пластов между собой. При дальнейшем увеличении давления в колонне труб срезаются винты посадочного клапана, в результате чего шарик с седлом падает на забой скважины. В таком положении пакер фиксируется с помощью стопоров на стволе 5 гидроцилиндра, а затем воспринимает перепад давлений, действующий на него как сверху, так и снизу. [24]

После посадки пакера и опрессовки скважинного и наземного оборудования через циркуляционный клапан 10 производится аэрация жидкости, а затем замещение раствора через циркуляционный клапан 13, который в последующем используют для промывки пробок и глушения скважины. Перед освоением для защиты поверхностей ниппеля 8 и управляющей трубки в ниппель устанавливается предохранительная гильза. Циркуляционные клапаны 10 и 13 открывают и закрывают с устья канатной техникой при помощи толкателя из комплекта ИКПГ. [25]

Герметичность посадки пакера определяют после извлечения обратного клапана опрессовкой первого ряда колонны в течение 10 мин при открытом втором ряде колонны. [26]

Надежность посадки пакера ВПШ подтверждена в сив. [28]

При посадке пакера в глубоких скважинах необходимо предусмотреть возможность появления наименьшего продольного изгиба НКТ. Этот фактор, особенно в наклонных скважинах, приобретает отрицательный эффект при проведении канатных операций. Он проявляется в нижней части лифтовых труб и, очевидно, наиболее неблагоприятен, когда в обсадную колонну большого диаметра спущена колонна НКТ малого диаметра. С целью преодоления этого явления необходимо после посадки пакера осуществить принудительный натяг НКТ. При использовании телескопического соединения колонна лифтовых труб может укорачиваться и удлиняться, перемещаясь в соединении как в период эксплуатации, так и в процессе интенсифицирующих обработок. [29]

Источник

УСТРОЙСТВО И ПРИНЦИП РАБОТЫ ПАКЕРА

НАЗНАЧЕНИЕ И ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ

Рисунок 1 ПАКЕР ПРО-ЯТ-О

Пакер ПРО-ЯТ-О-122-50-350-Т100-КЗ предназначен для длительного герметичного разобщения интервалов ствола эксплуатационной колонны, нагнетательной или эксплуатационной скважины и защиты ее от динамического воздействия рабочей среды в процессе проведения различных технологических операций.

— для многократно повторяющихся технологических операций, связанных с созданием давления и прокачкой жидкости со знакопеременным перепадом давления за одну установку пакера;

— для разделения пластов при одновременно-раздельной эксплуатации (ОРЭ) и одновременно-раздельной закачке (ОРЗ);

— для длительной автономной (независимой от связи с НКТ) изоляции нарушенного участка эксплуатационной колонны;

— для установки в нагнетательных скважинах и других технологических операций на длительный срок, при которых происходит циклический перепад давления на пакер.

Оборудование применяется в нагнетательных, эксплуатационных нефтяных и газовых обсаженных скважинах с условными диаметрами эксплуатационных труб.

Пакер устанавливается в скважине без упора на забой, путём осевых перемещений колонны труб, на которых он спускается в скважину.

Пакер обеспечивает герметизацию эксплуатационной колонны при перепа-дах давления на него до 35 МПа и применяется в скважинах с максимальной температурой рабочей среды до плюс 100 С.

Область применения оборудования в соответствии с Федеральными нормами и правилами в области промышленной безопасности «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности» от 12.03.2013г. Оборудование имеет исполнение стандартное к сульфидно-коррозионному растрескиванию (СКР)

Рабс.>1,83х Па (18,6 кгс/ );

C S

Технические характеристики пакера

УСТРОЙСТВО И ПРИНЦИП РАБОТЫ ПАКЕРА

Пакер состоит из трёх штоков поз. 7, 26, 30, соединённых между собой с помощью гладких резьб НКТ. В верхней части штока поз. 7 расположен верхний механический якорь, состоящий из деталей поз. 2, 3, 4, 5, 6. В нижней части штока поз. 30 расположен нижний механический якорь, состоящий из деталей поз. с 31 по 41.

Плашки поз.6 и поз.32 якорных устройств в транспортном положении поджаты к штокам поз. 7 и поз. 30 с помощью пружин, соответственно, поз. 3 и поз. 31. На штоке поз. 26 установлены уплотнительные элементы поз. 27 с кольцами поз. 28.

Рисунок 2 Схема пакера ПРО-ЯТ-О-122


Между верхним механическим якорем и уплотнительными элементами, на нижней части штока поз. 7, расположен механизм регулятора осевой

нагрузки срабатывания’ верхнего механического якоря, состоящий из деталей поз. с 8 по 19.

Между нижним механическим якорем и уплотнительными элементами расположен конус поз. 29. В верхней части пакера расположена муфта поз. 1, служащая для соединения пакера с трубами НКТ и удерживающая верхний механический якорь на штоке поз. 7.

Фиксатор поз. 39, перед спуском пакера в скважину, устанавливается в короткой части паза штока поз. 30 в положении 1 или 3, рисунок 2.

Пакер спускают в скважину на насосно-компрессорных или бурильных трубах на требуемую глубину. При спуско-подъёмных операциях планки (центраторы) поз.33 нижнего якорного устройства постоянно прижаты к стенкам эксплуатационной колонны.

При спуске пакера должно соблюдаться условие:

где Н — высота подъёма труб над ротором после свинчивания очередной трубы и снятия её с нижнего элеватора или со снайдера;

260 мм — расстояние осевого перемещения фиксатора внутри фигурного паза штока при спуско-подъёме труб (рисунок 2).

При спуске пакера, после свинчивания очередной трубы, колонну труб необходимо приподнять не менее, чем на 260 мм и только после этого производить спуск.

В процессе спуска колонны труб, (при соблюдении условия H≥260 мм), фиксатор будет находиться в положении 1, а после навинчивания очередной трубы и обязательного после этого подъёма колонны труб на интервал Н ≥260 мм, перейдёт в положение 2.

Затем, при спуске труб, фиксатор снова перейдёт в положение 1 и т. д.

При этом втулка поз.40 вместе с фиксатором будет вращаться вправо и влево относительно штока на ¼ оборота при каждом перемещении штока вверх или вниз относительно корпусных деталей якорного устройства.

Для установки пакера в заданном интервале колонну труб приподнимают на высоту Н1 с соблюдением условия 100≤ Н1 ≥200 мм, т. е. колонну труб приподнимают не менее 100 мм и не более 200 мм, затем разгружают для установки.

В ЗАВИСИМОСТИ ОТ УСЛОВИЙ В СКВАЖИНЕ (ДЕФОРМАЦИЯ ТРУБ, КРИВИЗНА СТВОЛА СКВАЖИНЫ), МИНИМАЛЬНОЕ ИЛИ МАКСИМАЛЬНОЕ ЗНАЧЕНИЕ ПЕРЕМЕЩЕНИЯ КОЛОННЫ ТРУБ ВВЕРХ МОЖЕТ БЫТЬ БОЛЬШЕ ВЫШЕУКАЗАННЫХ ЗНАЧЕНИЙ И ПРАКТИЧЕСКИ ЭТУ ВЕЛИЧИНУ ОПРЕДЕЛЯЮТ ОПЫТНЫМ IIYTEM!

Поэтому, если при первом перемещении труб вверх пакер не удается установить, то в дальнейшем колонну труб снова приподнимают на величину, превышающую прежнее значение, на 50 мм и снова производят разгрузку колонны. В дальнейшем операция повторяется с постепенным увеличением значения на 50-70 мм. Допускается повторение всего процесса установки пакера, начиная с минимального значения перемещения колонны труб вверх.

При разгрузке инструмента, когда фиксатор перемещается в положение 4, штоки поз. 7, 26, 30 с уплотнительными элементами перемещаются вниз относительно корпусных деталей нижнего якоря. Конус поз.29, соприкасаясь с плашками поз.32 и, сжимая пружины поз.31, переместит плашки в радиальном направлении до зацепления со стенками эксплуатационной колонны.

Уплотнительные элементы, увеличиваясь до диаметра эксплуатационной колонны, герметизируют межтрубное пространство.

В ходе дальнейшего движения вниз штоков поз. 7, 26, 30 и определённом значении осевой сжимающей нагрузки (таблица 2), создаваемой весом НКТ, произойдёт срабатывание механизма регулятора нагрузки и установка верхнего механического якоря. При этом плашки поз. 6, взаимодействуя с разрезным конусом поз. 8, раздвигаются радиально и зацепляются со стенками эксплуатационной колонны.

После создания избыточного давления под пакером, основное усилие на пакер, направленное снизу вверх, воспринимается плашками верхнего якорного устройства.

В таблице 2 приведена рекомендуемая оптимальная сжимающая нагрузка при посадке пакера в зависимости от планируемого перепада давления на пакер, действующего из подпакерного пространства снизу вверх.

Таблица 2 Рекомендуемая оптимальная сжимающая нагрузка

Допускается завышение сжимающей нагрузки дополнительно к рекомен-дуемой, представленной в таблице 2, с учётом потери веса труб на трение о стенки обсадной колонны.

Для перевода пакера в транспортное положение выравнивают давление в подпакерном и надпакерном пространствах. После этого колонну НКТ медленно натягивают с нагрузкой, превышающей допустимое усилие натяжения НКТ после посадки пакера, до распакеровки скважины.

При этом штоки пакера перемещаются вверх относительно якорных устройств, уплотнительные элементы возвращаются в исходное состояние. Пакер принимает транспортное положение.

Если вес НКТ недостаточен для установки пакера в выбранном месте эксплуатационной колонны (то есть создания минимальной осевой нагрузки на пакер 12 т), то необходимое осевое усилие для обеспечения надёжной гермети-ации эксплуатационной колонны достигается навинчиванием необходимого количества труб НКТ к нижней части пакера (хвостовика).

Источник

Пакеры и якори. Области применения. Типы, конструкции. Посадка пакеров. Принципы расчета

Пакер предназначен для разобщения отдельных участков ствола скважины с целью:

Подачи изоляционного реагента, кислоты в заранее выбранный интервал

Проведение гидроразрыва пласта (ГРП) для предотвращения повреждений эксплуатационной колонны

Изоляции негерметичности (дефекта) эксплуатационной колонны

Одновременно-раздельного закачивания жидкости и одновременно-раздельной добычи нефти или газа

Поиска интервала (глубины) негерметичности эксплуатационной колонны, путем ее поинтервальной опрессовки.

По способу установки в скважине пакеры подразделяются на пакеры с опорой на забой и без опоры. К низу пакеров с опорой на забой присоединяют трубы (хвостовик), от длины которого зависит глубина установки пакера. Пакеры без опоры на забой можно устанавливать на любой глубине скважины.

В зависимости от направления действующих усилий различают пакеры следующих типов:

ПВ – перепад давлений направлен вверх

ПН – перепад давлений направлен вниз

ПД – перепад давлений направлен как вниз, так и вверх.

По способу создания сил, деформирующих уплотнительный элемент, пакеры делятся на:

гидравлические – уплотнение происходит за счет перепада давления сверху и снизу пакера.

Механические пакеры более простые по конструкции, однако, веса трубы не всегда хватает для уплотнения. Гидравлические пакеры способны воспринимать большие перепады давления (до 50 мПа), но сложны по конструкции.

Шифр пакеров означает: буквенная часть – тип пакера (ПВ, ПН, ПД), способ посадки и освобождения (Г – гидравлический, М – механический, ГМ – гидромеханический) и наличие якорного устройства (буква – Я); цифра перед буквами – номер модели; первое число после букв – наружный диаметр, мм; второе число – максимальное рабочее давление; последняя буква и цифра – сероводородостойкое исполнение (К2).

Пакер ПВ-М (уплотнительные элементы резиновые) применяют при проведении ремонтных работ и при обработках призабойной зоны пласта. При спуске пакера в скважину шлипсы фиксируются в нижнем положении, для их освобождения необходимо вращение подвески НКТ по часовой стрелке на ј оборота. При дальнейшем спуске труб шлипсы упираются в экс.колонну, и происходит уплотнение резинового элемента пакера. Для освобождения пакера создают растягивающую нагрузку.

Пакер гидравлический самоуплотняющийся ПНГСсостоит головки, штока, фонаря, двух резиновых манжет, ограничителя и опорного кольца. Уплотнение резиновых манжет осуществляется за счет давления жидкости.

Пакер гидравлический ПНГК состоит из головки, опорного кольца, ограничителя, верхней ограничительной манжеты, гидравлической манжеты, фонаря и клапана. Уплотнение гидравлической манжеты осуществляется за счет давления жидкости при ГРП.

Промежуточный гидромеханический пакер ППГМ – 1предназначен для разобщения двух участков экс.колонну при обычной или раздельной эксплуатации скважин. Он состоит из уплотнительного, заякоривающего, клапанного устройств и гидропривода. После спуска пакера в скважину для сжатия уплотнительных манжет, проходное отверстие пакера перекрывается сбрасываемым шариком. В колонне НКТ создается давление, винты (пины) срезаются, поршень передвигает плашки по конусу и пакер с помощью якоря укрепляется в экс.колонне. Отсутствие необходимости вращения колонны НКТ позволяет применять этот пакер в глубоких и наклонных скважинах.

Пакер КПИ 5 – 500предназначен для многократных операций по обработке ПЗП без подъема оборудования, а так же для одновременно-раздельного закачивания воды в пласт. После спуска пакера в скважину на НКТ в них создаются избыточное давление и шлипсы якоря входят в зацепление со стенками экс.колонны. Под действием веса колонны НКТ уплотнительные манжеты герметизируют интервал обработки, удерживаясь фиксатором в рабочем положении.

Прежде чем спустить пакер в скважину, необходимо обследовать колонну конусной печатью и установить проходимость шаблоном с устья до верхних отверстий фильтра. Длина размер шаблона должна быть несколько больше существующего размера пакера.

Заколонный гидравлический пакер типа ПДМ для ступенчатого и манжетного цементирования скважин:1 — переводник верхний; 2 — втулка защитная; 3 — корпус патрубка; 4 — седло верхнее; 5 — втулка верхняя; 6 — отверстие циркуляционное; 7 — винт срезной; 8 — втулка нижняя (верхняя); 9 — седло нижнее; 10 — кольцо упорное; 11 — канал корпуса впускной; 12 — канал осевой; 13 — уплотнитель рукавный; 14 — патрубок уплотнителя; 15 — переводник нижний; 16 — пробка запорная; 17 — пробка падающая; 18 — пробка продавочная.

Перед спуском пакера определяют количество срезных винтов для настройки давления, при котором будет происходить распакеровка пакера. Далее устанавливают заданное количество срезных винтов (от 1 до 8 шт.) Пакер спускается в скважину на колонне НКТ на заданную глубину. Далее спускается глухая пробка или сбрасывается шар в посадочное устройство. Во внутренней полости НКТ создается избыточное давление, которое соответственно передается на гидрокамеру пакера. В пакере ПДМ, при срезании винтов на поршне гидрокамеры, происходит распирание корпуса, при котором выдвигаются и упираются плашки якоря в эксп/кол одновременно с этим происходит уплотнение манжет пакера. В пакере ПДМУ, при подаче давления в гидрокамеру, срезаются нижние срезные винты, что приводит к срабатыванию плашек якоря, до полного сцепления с эксп/колонной. После этого при дальнейшем увеличении давления в гидрокамере происходит уже срезание верхних срезных винтов и начинается уплотнение манжет пакера. Преимущество ПДМУ перед ПДМ, 2ПД-ЯГ, ПДШ-ЯГ заключается в том, что момент срезания верхних винтов регулируется (количеством установленных винтов), и манжеты начинают уплотняться только после жесткой фиксации плашек на эксп/кол, что предотвращает повреждение манжет при проскальзывании пакера. Также это дает возможность посадки одновременно до 3 гидравлических пакеров полностью соблюдая при этом технологию посадки гидравлических пакеров (имеется ввиду, возможность осуществления промежуточных разгрузок колонны НКТ, при посадке каждого пакера, и соответственно осуществления необходимых пригрузов каждого из пакеров). Кроме этого пакер ПДМУ в отличии от пакеров типа ПДЯГ, ПДШ-ЯГ, ПДМ, обладая рядом конструктивных особенностей, позволяет производить работы по установке пакера как отдельно, так и в составе двухпакерной компоновки для селективной изоляции в подвешенном состоянии (т.е. автономно без пригруза сверху).

Герметичное разобщение пространства эксплуатационной или промежуточной обсадной колонны обеспечивается подбором диаметра пакера в соответствии с внутренним диаметром труб, создающим оптимальный зазор между пакером и стенкой колонны труб

Якори

Якори – устройства, предназначенные для закрепления колонны подъемных труб за стенку эксплуатационной колонны с целью предотвращения перемещения скважинного оборудования под воздействием нагрузки. Якори применяют преимущественно с пакерами типа ПВ и ПН. Перед каждым спуском якоря проверяют надежность крепления резьбовых соединений корпуса с головкой и хвостовиком; герметичность уплотнения и выдвижение плашек при избыточном внутреннем давлении. После подъема этих устройств их тщательно промывают и очищают от грязи, песка и парафина, тщательно очищают от нефти резиновые манжеты. Якори ЯГ и ЯГ-1предназначены для предотвращения скольжения скважинного оборудования внутри эксплуатационной колонны.

Якорь ЯГ. На стволе его установлен конус, имеющий направляющие для плашек, вставленные в Т-образные пазы плашкодержателя. Якорь, спускаемый в скважину на колонне НКТ, закрепляется при помощи жидкости под давлением. Жидкость, попадая под поршень, срезает винты, перемещает плашкодержатель и плашки вверх, которые расходятся в радиальном направлении и заякориваются на внутренней стенке экс.колонны. якорь освобождается при подъеме колонны труб.

Якорь ЯГ-1состоит из корпуса, в окна которого вставлены плашки, удерживаемые пружиной в утопленном состоянии. Планки крепятся на корпусе при помощи винтов. Закрепление якоря в колонне происходит при выдвижении плашек наружу в радиальном направлении и внедрении в стенку колонны. После прекращения нагнетания жидкости в скважину плашки, под действием пружин, возвращаются в исходное положение, в результате чего освобождается якорь.

Оборудование фонтанных скважин. Типовые схемы по ГОСТу 13846, в т.ч. для скважин, оборудованных скважинными управляемыми устройствами. Запорная, регулирующая арматура, трубная головка, лубрикатор. Конструкция. Эксплуатация.

Оборудование фонтанной скважины обычно состоит из арматуры устья и колонны НКТ. Колонна НКТ в некоторых случаях оснащается приемной воронкой, иногда клапанами-отсекателями или седлами для установки вставных клапанов-отсекателей. Иногда в скважине устанавливают пакер.

Несмотря на относительную простоту оборудования скважин для фонтанной добычи нефти и газа, оно выполняет очень ответственные функции и должно быть особенно надежно, так как аварии с оборудованием при фонтанировании могут привести к выбросам и пожарам. Кроме того, оно часто весьма металлоемко (масса арматуры устья скважины составляет от 0,6 до 4,0 т), что при значительном числе фонтанирующих скважин ведет к большому расходу металла. Поэтому при конструировании арматуры необходимо стремиться не только к увеличению ее надежности, но и к сокращению металлоемкости.

Источник

Популярное простым языком
Adblock
detector