ватель применяют в нефтяной промышленности для подогрева обо рудования устья на скважине, групповых замерных установок, газораспределительных батарей, блока напорных гребенок кустовых насосных станций в системе поддержания пластового давления и дру гих технологических установок при аварийной обстановке и в дру гих необходимых случаях.
Конструкция моторного подогревателя позволяет подавать атмос ферный воздух, подогретый до 80...115 "С, со скоростью 25 м/с. Рабо та моторного подогревателя основана (рис. 6.31) на передаче тепло ты от стенок калорифера воздуху, поступающему из атмосферы. Теп лота для нагрева воздуха выделяется при сжигании топлива в камере сгорания калорифера, смонтированного на специальной, прикреплен ной к полу кузова, раме.
Сгорание топливно-воздушной смеси, образованной при распы лении топлива форсункой и перемешивании его с топочным возду хом, происходит в камере сгорания 28 установки,
Воздух в калорифер и камеру сгорания подается вентилятором 13 по раструбу 9, в котором имеются два люка для осмотра и монтажа пусковой катушки, искровой свечи, воздушной заслонки и форсунок. При включении коробки отбора мощности 1. установ ленной на верхнем фланце раздаточной коробки автомобиля, вентиля тор получает вращение от карданных и промежуточного валов 2 я 6. Образующиеся в процессе сгорания газы движутся по газоходам ка лорифера 5 к выхлопному патрубку и отдают теплоту через стальные стенки калорифера омывающему атмосферному воздуху, подаваемо му вентилятором. Нагретый воздух поступает по выходному патруб ку 4 в коллектор 3 и далее, по гильзам 7 и рукавам 10, подается к обо греваемому объекту.
Часть холодного воздуха, подаваемого вентилятором, проходит через подогреватель топочного газа 26, где нагревается от теплоты, которую выхлопные газы двигателя отдают гофрированным стенкам подогревателя. Доступ холодного воздуха в камеру сгорания 28 в пе риод пуска прекращается с помощью электромагнитной заслонки, которая на пусковом режиме перекрывает воздушный канал.
Топливо из баков 22 забирается насосом 17 шестеренчатого типа ПНР-ЮПО (подачей 200 л/ч и давлением нагнетания 0,2...0,22 МПа при 3000 мин1 ) и под давлением 0,28...0,3 МПа подается в топливоп роводы агрегата. Привод насоса осуществляется ременной передачей от вала вентилятора.
Запуск подогревателя проводится при работающем двигателе на прямой передаче в коробке передач при нейтральном положении рычага раздаточной коробки.
После прекращения работы запрещается остановка двигателя ав томобиля без предварительной продувки калорифера 5 подогрева-
- 3 7 2 -
тельной установки холодным воздухом от вентилятора 13. Эксплуа тация 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 раз личных глубинных приборов (манометра, термометра, пробоотбор ника и др.) в нефтяные и газовые скважины с целью определения глу бины 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
ипредназначена для работы в умеренном и холодном макроклиматических районах.
Все оборудование размещено в специальном теплоизолированном
иотапливаемом кузове с входной дверью в задней стенке.
Вбоковой стенке кузова (слева по ходу) предусмотрен люк с на правляющим устройством для выхода рабочей проволоки.
Вкузове смонтированы стеллажи для транспортирования иссле довательских приборов и инструментов в горизонтальном и верти кальном положениях, слесарный верстак с тисками, шкаф для рабо чей 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.
Рис. 6.32. Агрегат А з И Н м а ш - 8А:
1- шасси автомобиля ГАЗ-66А; 2 - кузов фургонного типа с входной дверью; 3 - лебедка с панелью контроля и управления; 4 - узел привода лебедки
-373
Установка снабжена электромеханическим индикатором натяже ния проволоки.
Отбор мощности на привод лебедки осуществляется от двигате ля 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 механиз мы управления лебедкой и двигателем автомобиля.
Агрегат АГГА - 4 (ЛС - 4) смонтирован на автомобиле-фургоне УАЗ - 3741 и предназначен для работы в умеренном и холодном мик роклиматических районах. В кузове установки смонтированы стел лажи для транспортирования исследовательских приборов и инст рументов. 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 двигате ля автомобиля с помощью двухскоростной коробки отбора мощнос ти, 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 управ ления лебедкой и двигателем автомобиля.
7 -устройство для направления проволоки; 8 - люк для выхода рабочей проволоки
Агрегат АГГТ - 4 (ЛСВ-6)(рис. 6.34) смонтирован на шасси ав тогусеничного транспортера ГАЗ-71 и предназначен для работы
вумеренном и холодном макроклиматических районах.
Вкузове установки смонтированы стеллажи для транспортиро вания исследовательских приборов и инструментов. Люк в левой стен ке кузова служит для выхода проволоки.
10 - устройство для направления проволоки; 11 - отопитель
Отбор мощности на привод лебедки осуществляется от двигате ля транспортера с помощью реверсивной коробки отбора мощности, установленной на коробке перемены передач автомобиля.
Установка снабжена электромеханическим индикатором натяже ния 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 эксплуа тационной колонны труб от воздействия среды в процессе эксплуата ции 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-отсекателеи, очистки забоев скважин, газлифтной эксплуатации и др. Их спускают в сква жину на колонне подъемных труб.
ПН - то же, направленного вниз; ПД - то же, направленного как вниз, так и вверх.
Условное обозначение пакеров включает: буквенную часть, состо ящую 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 прохо дов, цифра перед буквами - номер модели; первое число после букв -
- 3 7 5 -
Рис. 6.35. Пакер П Н - Я М : а - пакеры с наружными диаметрами
150,160,185, 210, 236, 265 мм;
б— пакеры с диаметрами 118
и136 мм; 1-головка; 2 - упор;
3-манжеты;4-конус; 5 - плашка;
6 - плашкодержатель; 7 - цилиндр;
8 - захват; 9 - корпус фонаря;
10башмак; 11 - замок; 12гайка;
13 - палец: 14 - ствол
наружный диаметр пакера (в мм), второе число - рабочее давление (максимальный перепад давлений, воспринимаемый пакером); после дние буква и цифра в обозначении - сероводородостойкое исполнение.
Пакер типа ПН-ЯМ предназначен для разобщения пространств эксплу атационной колонны нефтяных и га зовых скважин и защиты ее от воздей ствия пласта, состоит из уплотнительного устройства, плашечного ме ханизма и фиксатора типа байонетного замка (рис. 6.35). На ствол пакера свободно насажены конус и уплотнительные манжеты. Плашки входят
впазы плашкодержателя и в пакерах
снаружным диаметром 118 и 136 мм (см. рис. 6.35, б) прижимаются к ко нусу за счет усилия пружин плашко держателя. В остальных пакерах (см. рис. 6.35, а) плашкодержатель фикси руется со стволом и цилиндром зах ватами. Корпус фонаря соединен
сзамком, имеющим фигурный паз,
вкотором может перемещаться па лец, связанный со стволом. Посадка пакера проводится путем приподьема труб на величину, необходимую для создания на пакер расчетной осе вой нагрузки, поворота его на 1,5...2 оборота вправо и затем спуска труб вниз. Благодаря трению башмаков
остенку эксплуатационной колонны обеспечивается неподвижность кор пуса фонаря и плашек. Палец при по вороте скользит по фигурному пазу
иопускается вниз совместно со стволом.
Впакере (см. рис. 6.35, б) при дви жении ствола конус раздвигает плаш ки и последние заякориваются на стенке эксплуатационной колонны.
Впакере (см. рис. 6.35, а) ствол совме-
376
стно с головкой, упором, манжетами, конусом, плашками и плашкодержателем, опускаясь, доходит до упора в ци линдр.
При этом захваты заходят в паз а, ос вобождая ствол, а конус раздвигает плашки в радиальном направлении и заякоривает их. Сжатие манжет и гер метизация пакером разобщаемых про странств происходит при дальнейшем опускании ствола пакера за счет массы колонны подъемных труб. Пакер извле кается из скважины в результате подъе ма труб. При этом освобождаются ман жеты, а ствол своим буртом вытягивает конус из-под плашек, которые освобож даются и одновременно приводят кор пус плашек с захватами в исходное по ложение. При подъеме труб и повороте их влево на 1,5...2 оборота палец на ство ле автоматически входит в фигурный паз замка, благодаря чему пакер может быть посажен повторно без извлечения из скважины.
Пакер ПН-ЯГМ(рис. 6.36) предназ начен для разобщения пространств эк сплуатационных колонн нефтяных и газовых глубоких вертикальных и на клонных скважин, состоит из уплотня ющего, заякоривающего, клапанного устройств и гидропривода. Для посад ки пакера в подъемные трубы сбрасы вается шарик и создается давление. Жидкость через отверстие а в стволе попадает под поршень. При давлении 10 МПа поршень толкает плашкодержатель, срезает винты, плашки надвигают ся на конус и, упираясь в стенку эксп луатационной колонны, создают упор для сжатия уплотнительных манжет. Под действием массы труб плашки вне дряются в стенку эксплуатационной колонны, обеспечивая заякоривание
и герметичность разобщения. Проходное отверстие пакера открыва ется при увеличении давления до 21 МПа. При этом срезаются вин ты, 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 ос вобождает плашки.
Рис. 6.37. Пакер механический ПВМ:
1-головка; 2 - опора;
3 - ствол; 4 - защитная манжета; 5 - шайба;
6 - уплотнительная манжета;
7 - конус; 8 - шлипс;
9 - шлипсодержатель;
10 - ограничитель;
11 - пружина,; 12 - крышка;
13 - фиксатор; 14 - болт;
15 - предохранительное кольцо
Пакер механический ПВМ применяют для уплотнения колонны насосно-компрес- сорных и бурильных труб в обсадной колон не скважины при проведении технологичес ких операций по воздействию на призабойную зону. Пакер (рис. 6.37) состоит из ство ла 3, шлипсодержателя 9, в радиальных па зах которого установлены шлипсы 8 с пру жинами 11. Шлипсы удерживаются ограни чителем 10 и крышкой 12. К шлипсодержателю крышка прикреплена болтами 14, в нее ввинчен фиксатор 13, входящий в направля ющий паз на стволе. На ствол надеты конус 7, уплотнительная манжета б, шайба 5, за щитная манжета 4 и навинчена головка 1 с опорой 2. Защитная манжета пакера коро че уплотнительной манжеты и имеет более высокую твердость. Нижняя резьба ствола защищена предохранительным кольцом 15.
В скважину, предварительно проверен ную и очищенную скребком, спускают на колонне труб пакер, при этом фиксатор удер живает шлипсодержатель в крайнем нижнем положении относительно ствола. При пово роте колонны труб по часовой стрелке (2...3 оборота) фиксатор выходит в длинную про резь паза на стволе, освобождая шлипсодер жатель. При опускании колонны труб шлип сы 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 голов ку и опору передается манжетам, которые деформируются и уплотняют пакер. При натяжении колонны труб манжета восста-
378
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, пат рубка 2, корпуса 3, в окна которого вставлены плашки 5, удерживае мые пружинами 6 в утопленном положении. Ход плашек в радиаль ном направлении ограничивается планками 7, закрепленными на кор пусе винтами 4. Заякоривание осуществляется в результате подачи давления в колонну подъемных труб. Под действием давления внут ри корпуса якоря плашки выдвигаются наружу в радиальном направ лении и внедряются в стенку эксплуатационной колонны. При от сутствии давления в трубах плашки возвращаются в исходное поло жение под действием пружин и происходит освобождение якоря.
Якорь гидромеханический ЯГМ удерживает пакеры типа ПВМ на месте установки в обсадной колонне от смещения вверх под дей ствием перепада давлений.
Якорь (рис. 6.39) состоит из штока 5, на котором установлены конус 3 и шлипсодержатель 11, в направляющих пазах которого раз мещены шлипсы 10. На штоке конус уплотнен резиновыми кольца ми 9 и зафиксирован пружинным кольцом 8, а шлипсодержатель зак реплен при помощи переводника 12. На верхнем конце штока распо ложена 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 пе реводник 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 жидко сти конус якоря освобождается от пружинного кольца и перемещает ся вниз, вклиниваясь под шлипсы, которые раздвигаются до контак та 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 сква жины 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 сква жину, диаметр шаблона должен быть на 2 мм больше диаметра пакера,
- 3 7 9 -
Рис. 6.39. Якорь гидромеханический
ЯГМ:
1 - головка; 2 - упор; 3 - конус; 4 - винт;
Рис. 6.38. Якорь гидравлический
5 - шток; 6 - шпонка;
7, 9 - уплотнительное кольцо;
Я П :
8 - пружинное кольцо; 10 - шлипс;
1 - муфта; 2 - патрубок;
И - шлипсодержатель; 13 - переводник;
3 - корпус; А - винт; 5 - плашка;
13 - предохранительное кольцо;
6 - пружина; 7 - планка
14 - проволока
длина - не менее 1 м, глубина спуска - на 10 м ниже места установки пакера.
Спуск якоря с пакером должен проводиться со скоростью не бо лее 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 дав ления посадки пакера.
- 3 8 0 -
Вопрос 6.9. Расположение оборудования при СКО
Схема расположения оборудования при простой соляно-кислотной обработ ке приведена на рис. 6.40. Ус тье скважины обвязывают с насосной установкой типа УНЦ1-160-500К (АзИНашЗОА) и емкостями для кис лоты и продавочной жидко сти. В качестве продавочной
Рис. 6.40. Схема расположения оборудования при простой кислотной обработке:
1 — емкость с кислотой; 2 — емкость с продавочной жидкостью; 3 — емкость с кислотой на прицепе; 4 — емкость для кислоты на агрегате; 5 — устье
скважины; 6 — насосная установка для закачки кислоты
жидкости обычно применяют для нефтяных скважин дегазирован ную нефть, для нагнетательных - воду и для газовых - воду или газо образные агенты.
Весь процесс обработки скважины можно разделить на три этапа: промывка скважины и заполнение ее жидкостью; закачка расчетного объема соляно-кислотного раствора; продавка раствора в пласт про давочной жидкостью в объеме, равном объему насосно-компрессор- ных труб и ствола скважины от забоя до кровли обрабатываемого интервала.
Вопрос 6.10. Расположение оборудования при ГРП
Для проведения гидравлического разрыва пласта применяют ком плекс оборудования, в состав которого входят насосные и пескосмесительные установки, автоцистерны, арматура устья скважин, блок манифольда, пакер и якорь.
Комплекс оборудования для гидравлического разрыва пласта по зволяет применять различные схемы расположения оборудования у скважины в зависимости от заданного технологического процесса устанавливать необходимое число насосных установок и вспомога тельного оборудования.
Устанавливаемый у скважины блок манифольда, к которому под ключают агрегаты, позволяет наиболее рационально их расставить, повышает надежность и безопасность проводимой операции, умень шает численность обслуживающего персонала (рис. 6.41).
