Оборудование для фонтанной и газлифтной эксплуатации
Информация - Разное
Другие материалы по предмету Разное
онента); [КЗ] - сероводородостойкие (H2S и СО2 свыше 10%, но не более 25% об. каждого компонента); [Т] - термостойкое (для рабочих сред с температурой более 150С).
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;
) исполнение.
Например: ПВ - ЯГИ - 118/60 - 35.
Расшифровка: пакер, с восприятием давления сверху, с гидравлическим способом установки, снятие - инструментом, с якорем, внешним диаметром 118 мм, проходным сечением 60 мм, рассчитанный на давление 35 МПа.
Табл. 1.2.6 Сортамент пакеров
ПараметрыМеханические пакерыГидромеханические пакерыПН-МПН-ЯМПН-ЯГМПД-ЯГМНаружный диаметр Рабочее давление, МПа (кгс/см2) Диаметр проходного отверстия d, мм Условный диаметр эксплуатационной колонны труб, мм Диаметр присоединительной резьбы пакера, мм94; 112; 118; 122; 132; 136; 140; 145 40; 60; 76 114; 140; 146; 168; 178 60; 73; 89112; 118; 136 21(210) 62 146; 16811 8; 1 22; 1 36; 140; 145 21(210) 62; 76 140; 146; 168; 178 73; 89112; 118; 122; 136; 140 21(210) 62; 76; 89 140; 146; 168 73; 89; 102П р о д о л ж е н и е т а б л.
ПараметрыГидравлические пакерыГПД-ЯГПД-ЯГ; 2ПД-ЯГЦПД-ЯГНаружный диаметр Рабочее давление, МПа (кгс/см2) Диаметр проходного отверстия d, мм Условный диаметр эксплуатационной колонны труб, мм Диаметр присоединительной резьбы пакера, мм112; 118; 122; 136; 140; 145 50 (500) 62; 76 146; 168; 178 73; 89112; 118; 136; 145 35 (350); 50 (500) 50; 76; 61 146; 168; 178 60; 73; 89136; 140; 145 35 (350) 80 168; 178
.2.3 Якори
Якори (рис. 1.11) предназначены для предотвращения скольжения скважинного оборудования внутри эксплуатационной колонны труб.
На ствол якоря ЯГ установлен конус, имеющий направляющие для плашек, вставленных в Т-образные пазы плашкодержателя. Якорь спускается в скважину на колонне подъемных труб. Заякоривание происходит при подаче жидкости в трубы под давлением.
Рис. 1.11Якорь:
а - ЯГ; б - ЯГ1; 1 - конус; 2 - ствол; 3 - плашка; 4 - плашкодержатель; 5 - срезной винт; 6 - поршень; 7 - корпус; 8 - муфта; 9 - патрубок; 10 - винт; 11 - пружина; 12 - планка.
Жидкость, попадая под поршень, срезает винты, перемещает плашкодержатель и плашки вверх, которые, натягиваясь на конус, расходятся в радиальном направлении и заякориваются на внутренней стенке эксплуатационной колонны труб. Якорь освобождается при подъеме колонны труб. При этом ствол движется вверх совместно с конусом, конус вытягивается из-под плашек, освобождая их.
1.2.4 Разъединители колонн
Для обеспечения возможности ремонта скважин без глушения применяются разъединители колонн (рис. 1.12). Разъединитель позволяет поднимать колонну НКТ вместе со смонтированным на ней оборудованием, не срывая пакера.
Рис. 1.12 Разъединитель колонны
Разъединитель колонны состоит из головки 1,верхней 2 и нижней 5 цанг, цилиндра 3 и штока 4. Колонну НКТот скважинного оборудования отсоединяют инструментом,спускаемым на проволоке или канате. Толкатель инструмента,передвигая цангу 2 вверх, отсоединяет трубы от скважинногооборудования, а двигая цангу вниз, соединяет их.
1.2.5 Клапаны-отсекатели
Для исключения открытого фонтанирования, при аварийном разрушении устьевого оборудования или во время ремонтных работ, скважины, способные фонтанировать, оборудуются клапанами-отсекателями, размещенными ниже устья скважины (рис. 1.13). Они предназначены для разъединения нижней фильтровой части скважины от верхней части.
Рис. 1.13 Клапаны-отсекатели:
а - КАУ-89-350; б - КАУ-73-500; 1 - муфта; 2 - уплотнение; 3 - цилиндр; 4 - поршень; 5, 12, 19 - пружины; 6 - переводник; 7 - втулка; 8 - толкатель; 9 - корпус седла; 10 - седло; 11 - хлопушка; 13 - ось; 14 - кожух; 15 - шар; 16 - плечо; 17 - штифт; 18 - втулка; 20 - кольцо; 21 - дроссель.
В клапане-отсекателе КАУ-73-500 (рис. 1.13 б) запорным органом служит шар, присоединенный к седлу двумя плечами. При перемещении поршня совместно с седлом шар поворачивается, поскольку он связан штифтами с неподвижным кожухом. Ход поршня ограничивается упором толкателя в корпусе седла. Клапан-отсекатель типа КА (рис. 1.13 в) спускается в скважину вместе с уравнительным клапаном КУМ и замком 1ЗК, при помощи которого он фиксируется и уплотняется в посадочном ниппеле. В цилиндре клапана установлен поршень, подпираемый пружиной, сила сжатия которой регулируется кольцами. На конце поршня установлены сменный дроссель и седло, связанное плечом с шаром. Шар в цилиндре установлен на эксцентричных штифтах, входящих в пазы а. При увеличении расхода через дроссель выше заданного поршень с шаром перемещается вверх, сжимая пружину. Благодаря кинематической связи седла, шара и цилиндра шар поворачивается и закрывает проход клапана. Клапан открывается за счет усилия пружины после выравнивания давления над и под шаром при помощи клапана КУМ.
1.2.6 Циркуляционные клапаны
Циркуляционные клапаны (рис. 1.14) предназначены для сообщения и разобщения затрубного пространства с внутренней полостью подъемных труб при проведении различных технологических операций при освоении и эксплуатации скважин.
Рис. 1.14 Циркуляционные клапаны КЦМ:
на рабочее давление, МПа: а - 35; б - 50; 1 - корпус; 2 - фиксатор; 3 - уплотнение; 4 - перепускное отверстие корпуса; 5 - перепускное отверстие гильзы; 6 - гильза.
1.2.7 Телескопические соединения
Телескопическое соединение (рис. 1.15) предназначено для компенсации температурных изменений длины колонны подъемных труб в скважинах.
Телескопическое сое