vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
тельной установки холодным воздухом от вентилятора 13. Эксплуатация моторного подогревателя с температурой воздуха на выходе из рукава выше 115° С не разрешается.
Вопрос 6.6. Оборудование для исследования скважин
Агрегат АзИНмаш - 8А предназначен для спуска и подъема различных глубинных приборов (манометра, термометра, пробоотборника и др.) в нефтяные и газовые скважины с целью определения глубины забоя, уровня жидкости, пластового давления, температуры, кривизны скважины и других глубинных параметров необходимых при эксплуатации нефтяных и газовых скважин.
Установка (рис. 6.32) смонтирована на шасси автомобиля ГАЗ-66А и предназначена для работы в умеренном и холодном макроклиматических районах.
Все оборудование размещено в специальном теплоизолированном и отапливаемом кузове с входной дверью в задней стенке.
Вбоковой стенке кузова (слева по ходу) предусмотрен люк с направляющим устройством для выхода рабочей проволоки.
Вкузове смонтированы стеллажи для транспортирования исследовательских приборов и инструментов в горизонтальном и вертикальном положениях, слесарный верстак с тисками, шкаф для рабочей одежды и отопитель. Сиденье для оператора и перевозимого в кузове персонала устроено на крышке стеллажа.
Рядом с местом оператора к стенке кузова прикреплен столик для ведения записи.
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
Установка снабжена электромеханическим индикатором натяжения проволоки.
Отбор мощности на привод лебедки осуществляется от двигателя автомобиля с помощью реверсивной коробки отбора мощности, установленной на коробке передач автомобиля.
Лебедка оснащена механизмом ручного управления и храповым остановом. Центральный пост управления включает в себя механизмы управления лебедкой и двигателем автомобиля.
Агрегат АГГА - 4 (ЛС - 4) смонтирован на автомобиле-фургоне УАЗ - 3741 и предназначен для работы в умеренном и холодном микроклиматических районах. В кузове установки смонтированы стеллажи для транспортирования исследовательских приборов и инструментов. В боковой стенке кузова (справа по ходу) предусмотрен люк для выхода рабочей проволоки. Сиденье для оператора устроено на крышке стеллажа.
Отбор мощности на привод лебедки осуществляется от двигателя автомобиля с помощью двухскоростной коробки отбора мощности, установленной на раздаточной коробке автомобиля.
Лебедка оснащена механизмом ручного управления, храповым остановом, а также электромеханическим индикатором натяжения проволоки.
Центральный пост управления включает в себя механизмы управления лебедкой и двигателем автомобиля.
Рис. 6.33. Агрегат АГГА - 4 (ЛС - 4):
1 - автомобиль-фургон УАЗ-3741; 2- ящик для инструмента; 3 - узел привода лебедки; 4 - лебедка; 5 - стеллаж; 6 - механизмы дублирования управления муфтой сцепления
и дроссельной заслонкой карбюратора автомобиля; 7 -устройство для направления проволоки; 8 - люк для выхода рабочей проволоки
Агрегат АГГТ - 4 (ЛСВ-6) (рис. 6.34) смонтирован на шасси автогусеничного транспортера ГАЗ-71 и предназначен для работы в умеренном и холодном макроклиматических районах.
В кузове установки смонтированы стеллажи для транспортирования исследовательских приборов и инструментов. Люк в левой стенке кузова служит для выхода проволоки.
-374-
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
Рис. 6.34. Агрегат АГГТ - 4 (ЛСВ - 6):
1— гусеничный транспортер ГАЗ-71; 2 - лебедка с пультом управления; 3 - дроссельная заслонка; 4 - кузов; 5 - стеллажи для транспортирования глубинных приборов и лубрикаторов; 6 - устьевой ролик; 7 - инструментальный ящик; 8 - узел привода лебедки; 9 - механизмы дублирования управления муфтой сцепления;
10 - устройство для направления проволоки; 11 - отопитель
Отбор мощности на привод лебедки осуществляется от двигателя транспортера с помощью реверсивной коробки отбора мощности, установленной на коробке перемены передач автомобиля.
Установка снабжена электромеханическим индикатором натяжения проволоки. Лебедка оснащена механизмом ручного управления и храповым остановом, применяемым при ручном управлении.
Вопрос 6.7. Эксплуатационные пакеры
Пакеры применяют для разобщения пластов и изоляции эксплуатационной колонны труб от воздействия среды в процессе эксплуатации нефтяных, газовых, газоконденсатных и нагнетательных скважин, а также для проведения в них ремонтно-профилактических работ.
Пакеры используют для проведения технологических операций по гидроразрыву, кислотной и термической обработке пласта, для выполнения изоляционных работ, гидропескоструйной перфорации, установки проволочных фильтров и клапанов-отсекателей, очистки забоев скважин, газлифтной эксплуатации и др. Их спускают в скважину на колонне подъемных труб.
Различают пакера следующих типов:
ПВ - пакер, воспринимающий усилие от перепада давления, на правленного вверх;
ПН - то же, направленного вниз; ПД - то же, направленного как вниз, так и вверх.
Условное обозначение пакеров включает: буквенную часть, состоящую из обозначения, типа пакера (ПВ, ПН, ПД), способа посадки и освобождения пакера (Г, М, ГМ) и наличия якорного устройства (буква Я); первая цифра после обозначения типа пакера - число проходов, цифра перед буквами - номер модели; первое число после букв -
-375-
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
наружный диаметр пакера (в мм), второе число - рабочее давление (максимальный перепад давлений, воспринимаемый пакером); последние буква и цифра в обозначении -сероводородостойкое исполнение.
Пакер типа ПН-ЯМ предназначен для разобщения пространств эксплуатационной колонны нефтяных и газовых скважин и защиты ее от воздействия пласта, состоит из уплотнительного устройства, плашечного механизма и фиксатора типа байонетно-го замка (рис. 6.35). На ствол пакера свободно насажены конус и уплотнительные манжеты. Плашки входят в пазы плашкодержателя и в пакерах с наружным диаметром 118 и 136 мм (см. рис. 6.35, б) прижимаются к конусу за счет усилия пружин плашкодержателя. В остальных пакерах (см. рис. 6.35, а) 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 совместно со стволом.
В пакере (см. рис. 6.35, б) при движении ствола конус раздвигает плашки и последние заякориваются на стенке эксплуатационной колонны. В пакере (см. рис. 6.35, а) ствол совме-
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
стно с головкой, упором, манжетами, конусом, плашками и плашкодержателем, опускаясь, доходит до упора в цилиндр.
При этом захваты заходят в паз а, освобождая ствол, а конус раздвигает плашки в радиальном направлении и заякоривает их. Сжатие манжет и герметизация пакером разобщаемых пространств происходит при дальнейшем опускании ствола пакера за счет массы колонны подъемных труб. Пакер извлекается из скважины в результате подъема труб. При этом освобождаются манжеты, а ствол своим буртом вытягивает конус из-под плашек, которые освобождаются и одновременно приводят корпус плашек с захватами в исходное положение. При подъеме труб и повороте их влево на 1Д..2 оборота палец на стволе автоматически входит в фигурный паз замка, благодаря чему пакер может быть посажен повторно без извлечения из скважины.
Пакер ПН-ЯГМ (рис. 6.36) предназначен для разобщения пространств эксплуатационных колонн нефтяных и газовых глубоких вертикальных и наклонных скважин, состоит из уплотняющего, заякоривающего, клапанного устройств и гидропривода. Для посадки пакера в подъемные трубы сбрасывается шарик и создается давление. Жидкость через отверстие а в стволе попадает под поршень. При давлении 10 МПа поршень толкает плашкодержа-тель, срезает винты, плашки надвигаются на конус и, упираясь в стенку эксплуатационной колонны, создают упор для сжатия уплотнительных манжет. Под действием массы труб плашки внедряются в стенку эксплуатационной колонны, обеспечивая заякоривание
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
и герметичность разобщения. Проходное отверстие пакера открывается при увеличении давления до 21 МПа. При этом срезаются винты, и седло с шариком выпадает. Пакер извлекается в результате подъема колонны труб. При снятии осевой нагрузки освобождаются манжеты и, ствол, двигаясь вверх тянет за собой конус, который освобождает плашки.
Пакер механический ПВМ применяют для уплотнения колонны насосно-компрессорных и бурильных труб в обсадной колонне скважины при проведении технологических операций по воздействию на призабойную зону. Пакер (рис. 6.37) состоит из ствола 3, шлипсодержателя 9, в радиальных пазах которого установлены шлипсы 8 с пружинами 11. Шлипсы удерживаются ограничителем 10 и крышкой 12. К шлипсодержа-телю крышка прикреплена болтами 14, в нее ввинчен фиксатор 13, входящий в направляющий паз на стволе. На ствол надеты конус 7, уплотнительная манжета 6, шайба 5, защитная манжета 4 и навинчена головка 1 с опорой 2. Защитная манжета пакера короче уплотнительной манжеты и имеет более высокую твердость. Нижняя резьба ствола защищена предохранительным кольцом 15. В скважину, предварительно проверенную и очищенную скребком, спускают на колонне труб пакер, при этом фиксатор удерживает шлипсодержатель в крайнем нижнем положении относительно ствола. При повороте колонны труб по часовой стрелке (2...3 оборота) фиксатор выходит в длинную прорезь паза на стволе, освобождая шлипсодержатель. При опускании колонны труб шлипсы под действием пружин прижимаются
К стенке скважины и удерживаются на месте, и конус заклинивает их в обсадной трубе. Приложенная к пакеру нагрузка от веса колонны труб (от 7 до 12т) через головку и опору передается манжетам, которые деформируются и уплотняют пакер. При натяжении колонны труб манжета восста-
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
навливает свою первоначальную форму, конус освобождает шлипсы, и пакер снимается с места.
Вопрос 6.8. Эксплуатационные якори
Якорь гидравлический ЯП (рис. 6.38) состоит из муфты 1, патрубка 2, корпуса 3, в окна которого вставлены плашки 5, удерживаемые пружинами б в утопленном положении. Ход плашек в радиальном направлении ограничивается планками 7, закрепленными на корпусе винтами 4. Заякоривание осуществляется в результате подачи давления в колонну подъемных труб. Под действием давления внутри корпуса якоря плашки выдвигаются наружу в радиальном направлении и внедряются в стенку эксплуатационной колонны. При отсутствии давления в трубах плашки возвращаются в исходное положение под действием пружин и происходит освобождение якоря.
Якорь гидромеханический ЯГМ удерживает пакеры типа ПВМ на месте установки в обсадной колонне от смещения вверх под действием перепада давлений.
Якорь (рис. 6.39) состоит из штока 5, на котором установлены конус 3 и шлипсодержатель 11, в направляющих пазах которого размещены шлипсы 10. На штоке конус уплотнен резиновыми кольцами 9 и зафиксирован пружинным кольцом 8, а шлипсодержатель закреплен при помощи переводника 12. На верхнем конце штока расположена головка 1, соединенная со штоком шпонкой 6, Головка в конусе уплотнена резиновыми кольцами 7 и предохранена от выпа-дания упором 2 со стопорным винтом 4. При транспортировке на переводник 12 навинчивают предохранительное кольцо 13.
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 передается через головку 1, шток 5 и переводник якоря 12.
После посадки якоря под давлением нагнетаемой в трубы жидкости конус якоря 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 гидравлическим давлением 35 МПа. При этом конус должен фиксироваться в верхнем положении.
Якорь с пакером следует спускать в прошаблонированную скважину, диаметр шаблона должен быть на 2 мм больше диаметра пакера,
-379-
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
длина - не менее 1 м, глубина спуска - на 10м ниже места установки пакера.
Спуск якоря с пакером должен проводиться со скоростью не более 1 м/с. С такой же скоростью следует поднимать якорь с пакером.
В случае применения якоря с гидромеханическим пакером в про точке головки 1 необходимо установить алюминиевую проволоку 14 диаметром 4...4,5 мм, длину которой выбирают в зависимости от давления посадки пакера.
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
Вопрос 6.9. Расположение оборудования при СКО
Схема расположения оборудования при простой соляно-кислотной обработке приведена на рис. 6.40. Устье скважины обвязывают с насосной установкой типа УНЦ1-160-500К (АзИНаш-ЗОА) и емкостями для кислоты и продавочной жидкости. В качестве продавочной
жидкости обычно применяют для нефтяных скважин дегазированную нефть, для нагнетательных - воду и для газовых - воду или газообразные агенты.
Весь процесс обработки скважины можно разделить на три этапа: промывка скважины и заполнение ее жидкостью; закачка расчетного объема солянокислотного раствора; продавка раствора в пласт продавочной жидкостью в объеме, равном объему насосно-компрессорных
труб и ствола скважины от забоя до кровли обрабатываемого интервала.
Вопрос 6.10. Расположение оборудования при ГРП
Для проведения гидравлического разрыва пласта применяют комплекс оборудования, в состав которого входят насосные и пескосмесительные установки, автоцистерны, арматура устья скважин, блок манифольда, пакер и якорь.
Комплекс оборудования для гидравлического разрыва пласта позволяет применять различные схемы расположения оборудования у скважины в зависимости от заданного технологического процесса устанавливать необходимое число насосных установок и вспомогательного оборудования.
Устанавливаемый у скважины блок манифольда, к которому подключают агрегаты, позволяет наиболее рационально их расставить, повышает надежность и безопасность проводимой операции, уменьшает численность обслуживающего персонала (рис. 6.41).
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
Рис. 6.41. Схема обвязки оборудования при гидравлическом разрыве пласта: 1 - насосный агрегат; 2 - пескосмесительный агрегат; 3 - автоцистерна; 4 - песковоз;
5 - блок манифольда; б - арматура устья; 7 - станция контроля и управления процессом
Вопрос 6.11. Расположение оборудования при промывке скважины
Для ликвидации песчаных пробок прибегают к промывке их буровым раствором, водой, нефтью, газожидкостными смесями, пенами, продувкой воздухом. Главные условия при выборе жидкости для промывки пробки - недопущение открытого фонтанирования при проведении работ по ликвидации пробки и незагрязнение призабойной зоны пласта, что может повлечь снижение продуктивности скважины.
