Добавил:
Upload Опубликованный материал нарушает ваши авторские права? Сообщите нам.
Вуз: Предмет: Файл:
Скачиваний:
54
Добавлен:
02.03.2016
Размер:
1.67 Mб
Скачать

Ò à á ë è ö à 11.19

Технические характеристики пакера типа ППК

Показатель

ÏÏÊ-114

ÏÏÊ-127

ÏÏÊ-140

ÏÏÊ-146

ÏÏÊ-168

 

 

 

 

 

 

Наружный диаметр трубы, мм

114

127

140

146

168

Наружный диаметр пакера, мм

151

162

187

212

212

Длина, мм, не более

3500

3500

3500

3500

3500

Масса, кг, не более

190

210

240

260

240

Максимальная осевая нагрузка, т

40

50

60

65

80

Максимальный перепад давления, МПа

30

30

30

30

30

Внутреннее давление, МПа

40

40

40

40

40

Максимальная рабочая температура, °С

200

200

200

200

200

 

 

 

 

 

 

ружной поверхности корпуса установлен металлический раздуваемый уплотнительный элемент 5 (тонкостенная оболочка) с кольцевыми наборными шлипсами 6. Герметизация уплотнителя сверху и снизу осуществляется резиновыми кольцами 4. Подача жидкости для раздувания уплотнительного элемента осуществляется через отверстие 8.

После спуска потайной колонны в скважину на колонне бурильных труб, закачки тампонажного раствора и вытеснения его за колонну давление в трубах повышают в пределах допустимого для обсадных труб, в результате чего металлический уплотнительный элемент расширяется до контакта с внутренней поверхностью стенок труб предыдущей обсадной колонны. Не уменьшая давления в трубах, колонну перемещают вниз на небольшое расстояние. При этом впускное отверстие под уплотнительный элемент герметично перекрывается, а давление под ним повышается в пределах, ограниченных характеристикой обратного клапана. Затем потайную колонну разгружают на пакер, правым вращением отсоединяют бурильные трубы и поднимают их на поверхность.

Основные параметры пакера типа ППК приведены в табл. 11.19.

Изготовитель: ОАО НПО « Буровая техника» .

11.1.22. ПАКЕР ПВ-ЯГ-Н-122-30

Пакер типа ПВ-ЯГ-Н-122-30 (рис. 11.23) предназначен для защиты эксплуатационной колонны диаметром 146 мм от воздействия закачиваемой жидкости, а также от повышения давления при выполнении технологиче- ских операций по воздействию на призабойную зону в процессе эксплуатации нагнетательных, сбросовых и поглощающих скважин.

Пакер можно установить в любом интервале эксплуатационной колонны. Установка и снятие его осуществляется без вращения колонны насос- но-компрессорных труб.

Техническая характеристика пакера типа ПВ-ЯГ-Н-122-30

 

Максимальное рабочее давление, МПа .................................................................

30

Температура рабочей среды, °С, не выше ............................................................

100

Диаметр условный проходного отверстия, мм.....................................................

50

Диаметр наружных поверхностей металлических деталей, мм, не более.....

122

Длина пакера, мм.........................................................................................................

1500

Изготовитель: ОАО Торговый дом « Воткинский завод» .

464

Рис. 11.23. Пакер типа ПВ-ЯГ-Н- 122-30 конструкции Воткинского завода:

1 – муфта с присоединительной резьбой; 2 – якорный узел; 3 – уплотнительный элемент; 4 – вторичный уплотнительный элемент; 5 – ствол пакерный; 6 – конус посадочный

11.1.23. ПАКЕР 2ПД-ЯГ-Д-35

Пакер типа 2ПД-ЯГ-Д-35 (рис. 11.24) предназначен для герметичного разобщения межтрубного пространства между эксплуатационной колонной и насосно-компрессорными трубами. Климатическое исполнение – ХЛ1 по ГОСТ 15150–69. Климатический район эксплуатации – I2 ïî ÃÎÑÒ 16350.

Пакер состоит из верхней муфты 1 с присоединительной резьбой, верхнего якорного устройства 2, комплекта уплотнительных манжет 3, нижнего якорного устройства 4, ствола 5 и срезного клапана 6.

Особенностями конструкции являются: специальная термообработка плашек, обеспечивающая их износостойкость, легкость съема.

Техническая характеристика пакера 2ПД-ЯГ-Д-35

 

 

 

Рабочее давление, МПа ................................................................................

 

35

 

Рабочая среда..................................................................................................

Нефть, газ, газоконденсат

Максимальная температура рабочей среды, °С .....................................

 

120

 

Диаметр наружный, мм................................................................................

118

122

140

Максимальный внутренний диаметр эксплуатационной колонны,

 

 

 

гарантирующий герметичность разобщения, мм...................................

126

132

154

Размер присоединительной резьбы по ГОСТ 633–80..........................

73

73

89

Изготовитель: Воронежский МЗ.

465

Рис. 11.24. Пакер типа 2ПД-ЯГ-Д-35 конструкции Воронежского МЗ:

1 – муфта; 2 – якорное устройство верхнее; 3 – устройство уплотнительное (комплект манжет); 4 – якорное устройство нижнее; 5 – ствол; 6 – клапан срезной

11.1.24. ПАКЕРЫ 2ПД-ЯГМ

Пакеры типа 2ПД-ЯГМ с наружным диаметром 118, 122, 136 и 140 мм предназначены для разобщения затрубного пространства между лифтовой и эксплуатационной колоннами диаметром 140, 146 и 168 мм нефтяных и газовых скважин.

Пакеры рассчитаны на максимальное рабочее давление (перепад давления) 35 и 50 МПа при температуре рабочей среды до 120 °С. В качестве рабочей среды может быть пластовая вода, нефть, газ или их смеси.

Техническая характеристика пакера для эксплуатационной колонны диаметром 146 мм

Способ посадки пакера .................................................

 

Гидравлический

 

Рабочее давление (максимальный перепад давле-

 

 

 

 

íèÿ), ÌÏà..........................................................................

30

30

50

50

Диаметр проходного отверстия, мм............................

50

50

50

50

Присоединительная резьба труб по ГОСТ 633–80

73

73

73

73

Габаритные размеры, мм:

 

 

 

 

диаметр.........................................................................

118

122

118

122

длина .............................................................................

 

1835

 

 

Масса, кг ...........................................................................

83,0

83,8

83,0

83,8

Изготовитель: Опытный завод ВНИИБТ.

11.2. ЯКОРИ

11.2.1. ЯКОРЬ ТИПА ЯГ

Якорь гидравлический типа ЯГ и 2ЯГ (рис. 11.25) применяется в нефтяных, нагнетательных и газовых скважинах и состоит из заякоривающего устройства и гидроцилиндра.

Воспринимает одностороннюю осевую нагрузку. Якорь спускается в скважину на колонне насосно-компрессорных труб вместе с пакером, заякоривается в эксплуатационной колонне при подаче в трубы жидкости под давлением. Через отверстие à жидкость воздействует на поршень и после срезания винтов перемещает плашки с плашкодержателем вверх. Плашки, перемещаясь по корпусу, раздвигаются радиально и заякориваются за стенки обсадной колонны. Якорь освобождается при подъеме колонны насосно-компрессорных труб. При этом конус со стволом,

466

Рис. 11.25. Якорь гидравлический типа ЯГ:

1 – муфта; 2, 7 – винты; 3 – конус; 4 – ствол; 5 – плашка удерживающая; 6 – плашкодержатель; 8 – поршень; 9 – кожух; à – отверстие в стволе; á – полость между поршнем и стволом

двигаясь вверх, вытягивается из-под плашек и освобождает их. Технические характеристики якорей типа ЯГ приведены в табл. 11.20.

Изготовители:

АООТ « Тяжпрессмаш» – типа ЯГ.

ОАО « Нижнекамский завод НиГМаш» – типа 2ЯГ. АО « Синергия» – типа ЯГ и ЯГ1.

 

Ò à á ë è ö à 11.20

Технические характеристики

 

 

якорей гидравлических типа ЯГ

 

 

 

 

 

Показатели

ßÃ-118-21

ßÃ-136-21

 

 

 

Рабочее давление, МПа

21

21

Диаметр проходного отверстия, мм

62

76

Условный диаметр обсадной колонны, для

140, 146

168

которой должен применяться якорь, мм

 

 

Скважинная среда

Нефть газ, газоконден-

 

сат и пластовая вода

Максимальная температура скважинной

120

120

среды, °С

 

 

Габаритные размеры якоря, мм:

 

 

наружный диаметр

118

136

длина

726

790

Масса, кг

38

45

 

 

 

11.2.2. ЯКОРЬ ТИПА ЯГМ

Якорь гидромеханический типа ЯГМ (рис. 11.26) удерживает пакеры типа ПВМ на месте установки в обсадной колонне от смещения вверх под действием перепада давления. В скважину якорь спускают с пакером на колонне труб, при этом конус удерживается в верхнем положении пружинным кольцом. При посадке пакера вращательное движение и осевая нагрузка от труб к пакеру передаются через головку 1, øòîê 5 и переводник якоря 12. После посадки якоря под давлением нагнетаемой в трубы жидкости конус освобождается от пружинного кольца и перемещается вниз, вклиниваясь под шлипсы, которые раздвигаются до контакта с обсадной колонной и воспринимают нагрузку пакера.

Якорь вместе с пакером снимается с места установки натяжением колонны труб, при этом головка выталкивает конус из-под шлипсов, и якорь приводится в первоначальное положение. После подъема из скважины пригодность якоря к дальнейшему применению проверяется внешним осмотром и опрессовкой при гидравлическом давлении 35 МПа. При этом

467

Рис. 11.26. Якорь гидромеханический типа ЯГМ:

1 – головка; 2 – óïîð; 3 – âèíò; 4 – конус; 5 – øòîê; 6 – шпонка; 7, 9 – уплотнительные кольца; 8 – пружинное кольцо; 10 – шлипс; 11 – шлипсодержатель; 12 – переводник; 13 – кольцо предохранительное; 14 – проволока

 

 

 

Ò à á ë è ö à 11.21

Технические характеристики якорей

 

 

гидромеханических типа ЯГМ

 

 

 

 

 

 

 

 

Показатели

ßÃÌ-118-350

 

ßÃÌ-136-350

ßÃÌ-118-350Ê

ßÃÌ-136-350Ê

 

 

Условный диаметр обсадной

146

 

168

колонны, мм

 

 

 

 

Диаметр проходного канала, мм

46

 

57

Максимальный

перепад давле-

35

 

35

íèÿ, ÌÏà

 

 

 

 

Максимальная

температура

150

 

150

рабочей среды, °С

 

 

 

Кислотность (рН) рабочей сре-

 

 

 

ды для исполнения:

> 7

 

> 7

обычного

 

 

коррозионно-стойкого

< 7

 

< 7

Состав скважинной среды

Нефть, газ,

газоконденсат и

 

 

пластовая вода с содержани-

 

 

åì ÑÎ2 äî 6 %

Присоединительная резьба:

 

 

 

верхняя (по ГОСТ 633–80)

73

 

73

нижняя (по ГОСТ 631–80)

73

 

89

Габаритные размеры, мм:

 

 

 

диаметр наружный

118

 

136

длина

 

630

 

650

Масса, кг

 

26

 

39

 

 

 

 

 

конус должен фиксироваться в верхнем положении. Основные технические характеристики якорей типа ЯГМ приведены в табл. 11.21.

Изготовитель: АООТ « Тяжпрессмаш» .

11.2.3. ЯКОРЬ ТИПА ЯК

Якорь типа ЯК предназначен для подвески потайных колонн (хвостовиков), в том числе и в боковых стволах, пробуренных из эксплуатационных колонн. Якорь колонный позволяет крепить стволы скважин без упора их на забой. Якорь колонный используется совместно с цанговым или другого типа разъединителем.

Разработаны и изготавливаются конструкции якорей, позволяющие установить потайные колонны диаметром 89 и 102 мм в обсадной колонне диаметром 146 мм, а также диаметром 114 мм в обсадной колонне диаметром 168 мм.

 

 

Ò à á ë è ö à 11.22

Технические характеристики якорей типа ЯК

 

 

 

 

 

Показатель

ßÊ-146

ßÊ-168

 

 

 

Наружный диаметр, мм

120

140

Максимальный диаметр раскрытия сухарей, мм

140

160

Диаметр проходного отверстия, мм

86

100

Грузоподъемность, кН

100

150

 

 

 

468

Принцип работы колонного якоря заключается в раскрытии самозаклинивающихся сухарей при повышении давления сверх номинального после прокачки продавочной пробки разъединителя и получения сигнала «стоп». Подвеска потайной колонны происходит при разгрузке инструмента.

Основные параметры якорей типа ЯК приведены в табл. 11.22.

Изготовитель: Фирма « УКОМ» .

11.2.4. ЯКОРЬ С ЭКСЦЕНТРИЧНЫМ ЗАЦЕПЛЕНИЕМ ПРУЖИННОГО ЦЕНТРАТОРА НА ОБСАДНОЙ ТРУБЕ

Якорь с эксцентричным зацеплением типа ЯЭЦ – устройство, обеспечивающее установку пружинного центратора типа ЦПР на заданном месте обсадной колонны. Устройство состоит из двух концевых деталей и соединяющей их втулки. Общая сборка производится при осевом эксцентриситете. ЯЭЦ рекомендуется применять при строительстве наклонных скважин в интервалах залегания продуктивной толщи.

Изготовитель и поставщик: ОАО НПО « Буровая техника» .

11.3. ФИЛЬТРЫ

11.3.1. ФИЛЬТРЫ СКВАЖИННЫЕ ТИПА ФС

Фильтры скважинные на проволочной основе типа ФС (рис. 11.27) предназначены для предупреждения выноса песка из водяных и нефтяных скважин при их эксплуатации, как вертикальных и наклонно направленных, так и горизонтальных. Основные технические характеристики фильтров приведены в табл. 11.23 [49].

Фильтры выполнены с необходимыми присоединительными резьбами, с помощью которых они прикрепляются к эксплуатационным колоннам. Материал фильтроэлемента и перфорированной трубы зависит от условий в скважине. Фильтр может изготавливаться как с колпачками, так и без

Рис. 11.27. Фильтр скважинный типа ФС:

1, 7 – заглушка; 2 – муфта; 3 – центратор; 4 – фильтроэлемент; 5 – труба; 6 – колпачок герметизирующий

469

Ò à á ë è ö à 11.23

Технические характеристики фильтров типа ФС на проволочной основе

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Показатель

 

 

 

 

Условный диаметр трубы, мм

 

 

73

 

89

102

114

146

168

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

ÍÊÒ102

 

ÎÒÒÌ 146

ÎÒÒÌ 168

 

 

 

 

 

 

 

ÎÒÒÌ 114

ÃÎÑÒ 632–

ÃÎÑÒ 632–

 

 

 

 

ÍÊÒ73

 

ÍÊÒ89

ÃÎÑÒ 633–80

 

Резьба

 

 

ÃÎÑÒ 632–80

80 èëè ÁÒÑ

80 èëè ÁÒÑ

 

 

ÃÎÑÒ

 

ÃÎÑÒ

èëè ÎÒÒÌ 102

èëè ÍÊÒ 102

146 ïî ÒÓ

168 ïî ÒÓ

 

 

 

 

633–80

633–80

ÒÓ14-161-163–

 

 

 

 

ÃÎÑÒ 633–80

390147016.

390147016.

 

 

 

 

 

 

 

96

 

40–93

40–93

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Толщина стенки

S,

7,0

 

6,5

6,5

8,6 (7)

8,5 (9,5)

8,9 (10,6)

ìì

 

 

 

 

 

 

 

Äî 5000

 

 

Длина

фильтроэле-

 

 

 

 

 

 

мента l, ìì

 

 

 

 

 

Îò 1000 äî 13000

 

 

Длина трубы L, ìì

 

 

 

 

 

Зазор

между витка-

 

 

 

Îò 0,1 ±0,05 äî 1,0 ±0,05

 

ми фильтроэлемента

 

 

 

 

 

 

 

a, ìì

 

 

 

400

 

 

 

 

 

 

Число

отверстий

íà

 

20,

20,

24,

24

40

1 м фильтроэлемен-

 

 

440

622

653

 

 

òà, n

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Материал герметизи-

 

 

 

ÀÊ12Ì1

ÃÎÑÒ 1583–89

 

 

рующих колпачков

 

 

 

 

 

 

 

Диаметр отверстий в

 

 

 

 

10,2

 

 

колпачках α, мм

 

 

 

 

 

 

 

 

Наружный

диаметр

88,9

 

108

120,6

133 (127)

166

187,7

D1 муфты, мм, не

 

 

 

 

 

 

 

более

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Наружный

диаметр

 

120

127 (125, 122)

136 (148)

195 (205)

D2 центраторов,

ìì,

 

 

 

 

 

 

 

не более

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Расстояние

от торца

 

 

 

 

 

 

 

трубы

äî

заделки

 

 

 

 

 

 

 

фильтроэлемента

(îò

 

 

 

 

 

 

 

муфты), мм

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Возможна установка двух фильтроэлементов без промежутка 300 мм или только од-

íîãî. По желанию заказчика.

 

 

 

 

Для газовых скважин.

 

 

 

 

 

них. Промышленная эксплуатация скважинных фильтров на проволочной основе подтвердила высокую эффективность их применения.

Изготовитель: АООТ « Тяжпрессмаш» .

11.3.2. ФИЛЬТР СКВАЖИННЫЙ УПРАВЛЯЕМЫЙ ТИПА ФСУ

Фильтр скважинный управляемый типа ФСУ (рис. 11.28) состоит из из корпуса с циркуляционными отверстиями, на котором установлены бандаж, фильтрующий элемент с продольными стрингерами и проволочной навивкой, втулка с упорным элементом и уплотнением, переводник и кожух. Между корпусом, кожухом, втулкой и переводником размещена кольцевая камера. Втулка жестко закреплена относительно кожуха срезными элементами. Между витками проволочной навивки имеются щелевые зазоры, сообщающиеся с продольными каналами, образованными стрингерами и корпусом. Соединение фильтра с обсадной колонной осуществляется с помощью резьбы обсадных труб по ГОСТ 632–80.

Фильтр включается в состав обсадной колонны диаметром 146 мм и устанавливается в заданный интервал скважины. Открытие фильтра осу-

470

Рис. 11.28. Фильтр скважинный управляемый типа ФСУ:

1 – корпус; 2 – бандаж; 3 – проволочная навивка; 4 – стрингеры продольные фильтроэлемента; 5 – зазор щелевой; 6 – втулка; 7 – элемент упорный; 8 – отверстие циркуляционное; 9 – элемент срезной; 10 – камера кольцевая; 11 – кожух; 12 – паз технологический; 13 – переводник; 14 – канал продольный

ществляется с помощью специального многофункционального управляющего инструмента – привода типа КРР. Привод типа КРР спускается в скважину на насосно-компрессорных трубах диаметром 73 мм и приводится в действие гидравлическим путем, при этом упоры привода размещаются в специальном технологическом пазе, а толкатели привода, взаимодействуя с упорными элементами фильтра, перемещают втулку в осевом направлении и происходит открытие фильтра.

Через щелевые циркуляционные отверстия происходит сообщение заколонного и внутриколонного пространства. Суммарная площадь щелевых циркуляционных отверстий корпуса больше площади поперечного сечения обсадной колонны. Конструкцией фильтра предусмотрено его закрытие – путем возврата кольцевой втулки в исходное положение, которое осуществляется посредством привода КРР, только предварительно настроенного на закрытие.

Изготовитель: АООТ « Тяжпрессмаш» .

11.4. ПАКЕРЫ ДЛЯ ИСПЫТАНИЯ КОЛОНН

11.4.1. ПАКЕР ДЛЯ ИСПЫТАНИЯ ОБСАДНЫХ КОЛОНН

Пакер (рис. 11.29) позволяет производить испытание обсадных колонн на герметичность на любой глубине. Пакер состоит из корпуса, в состав которого входят ствол 2 с центральным осевым каналом 19 и резьбой зам-

471

Рис. 11.29. Пакер для испытания обсадных колонн:

1 – резьба замковая; 2 – ствол; 3, 4 – выступы кольцевые; 5 – втулка клапанная; 6 – поршень кольцевой; 7 – кожух; 8 – толкатель; 9 – конус распорный; 10 – набор уплотнительных элементов; 11 – корзина ловильная; 12 – опора нижняя; 13 – пружина; 14 – кольцо уплотнительное; 15 – канал радиальный; 16 – канал перепускной; 17 – øàð; 18 – элемент срезной; 19 – канал осевой; 20, 21 – сухари опорные

ковой 1 для соединения с колонной бурильных труб, кожуха 7, нижней опоры 12 с ловильной корзиной 11. В верхней части корпуса в кольцевой полости, образованной кожухом и стволом и сообщенной с центральным осевым каналом радиальными каналами 15, помещен кольцевой поршень 6. Ниже поршня на стволе последовательно установлены толкатель 8, распорный конус 9 и набор уплотнительных элементов 10, упирающихся в ниж-

472

нюю опору. Пружина 13 установлена между буртом кожуха 7 и буртом толкателя 8 для поджатия последнего вверх к поршню. На внутренней поверхности центрального осевого канала выше радиальных каналов выполнены два кольцевых выступа 3, 4, причем верхний выступ выполнен большим диаметром. Выступы 3 è 4 являются седлами под опорные сухари 20, 21, закрепленные посредством срезных элементов 18. Срезные элементы, крепящие сухари 21, рассчитаны на меньшее усилие срабатывания, чем элементы, крепящие сухари 20. Опорные сухари закреплены на втулке 5, являющейся клапанным узлом пакера. В исходном положении пакера втулка 5 подвешена сухарями большего диаметра на седле корпуса, а после их срезания сухарями меньшего диаметра на седле, после чего происходит разобщение осевого и радиального каналов. На наружной поверхности втулки выполнены перепускные каналы в виде пазов 16 для сообщения (в исходном положении клапанной втулки) полости трубного канала с поршневой полостью. Во внутреннем канале втулки, в верхней его части размещен шариковый обратный клапан. Движение шара 17 вниз ограничено седлом, вверх – опорными сухарями 20. Кожух 7, поршень 6, клапанная втулка 5 снабжены уплотнительными элементами 14.

Пакер работает следующим образом. Пакер спускается в обсаженную скважину на колонне бурильных труб. При этом обратный клапан втулки не препятствует заполнению спускаемого инструмента промывочной жидкостью, находящейся в скважине. После достижения необходимой глубины насосным агрегатом в трубном канале создается избыточное давление для деформации набора уплотнительных элементов и разобщения зон затрубного пространства, расположенных выше и ниже пакера, промывочная жидкость при этом поступает в поршневую полость пакера по перепускным каналам втулки.

По достижении определенного давления, которое превышает давление срабатывания пакера, происходит разрушение срезных элементов сухарей

èперемещение втулки до посадки опорных сухарей на нижний кольцевой выступ. Поршневая полость с этого момента отсекается от трубного канала

èуплотнительные элементы пакера фиксируются в распакерованном состоянии. После этого противовыбросовое оборудование закрывается, в межтрубном пространстве выше пакера создается требуемое давление. Контроль процесса опрессовки осуществляется по манометру, а контроль герметичности пакера – по поступлению или не поступлению жидкости по трубному каналу на устье скважины. После окончания опрессовки давление в межтрубном пространстве сбрасывается, а в трубном канале создается давление разрушения срезных элементов сухарей 20. Втулка, освободившись от удерживаемых ее сухарей, перемещается по центральному каналу и попадает в ловильную корзину. Туда же падают опорные сухари. Радиальные каналы опять сообщаются с полостью центрального осевого канала. Толкатель и кольцевой поршень под действием пружины занимают исходное положение. Под действием внутренних сил уплотнительные резиновые элементы также примут исходную форму, освобождая пакер для перемещения в скважине. Для повторного применения пакера в трубный канал бурильных труб сбрасывается новая кольцевая втулка, оснащенная шаром и опорными сухарями. По достижении ею своего исходного положения в пакере описанный процесс опрессовки повторяется.

Изготовитель: ОАО « Нефтебур» .

473

Тут вы можете оставить комментарий к выбранному абзацу или сообщить об ошибке.

Оставленные комментарии видны всем.

Соседние файлы в папке Буровое оборудование 2