Виды насосно-компрессорных труб

Труба НКТ гладкая по ГОСТ 633—80

Труба НКТ с высаженными концами АРI 5СТ

Трубы НКТ гладкие высокогерметичные по ГОСТ 633—80

Труба НКТ гладкая с узлом уплотнения

Труба НКТ гладкая высокогерметичная

Труба НКТ с повышенной пластичностью

Труба НКТ с повышенной хладостойкостью

Труба НКТ ТУ 14—3-1282—84

Трубы НКТ гладкие

Трубы НКТ гладкие высокогерметичные
Трубы НКТ исполнения А производятся из полимеров. Трубы НКТ А могут изготавливаться с повышенной пластичностью. К преимуществам трубы НКТ относится повышенная хладостойкость. Кроме того трубы НКТ обладают повышенной хладостойкостью. Специально для агрессивных сред насосно-компрессорные трубы могут изготавливаться устойчивыми к коррозии.

 

Гладкие трубы просты в исполнении, но их концы ослаблены резьбой. На рисунке 14 представлены трубы с высаженными наружу концами, имеющую одинаковую прочность как на длине трубы, так и на резьбовом соединении. Эти трубы называются равнопрочными. Сравнение труб приведены в таблице ниже.

Рис. 14. Пример соединения труб с высаженными наружу концами.

 

 

 

Муфтовое соединение гладких труб обеспечивает герметичность соединения при давлениях до 50 МПа. Прочность соединения составляет 85-90%. При докреплении соединений происходит контакт по внутренним упорным торцам.

Рис.15

 

Пакеры.

Пакер (англ. packer — уплотнитель) устройство, предназначенное для разобщения двух зон ствола скважины и изоляции внутреннего пространства эксплуатационной колонны от воздействия скважинной среды. Пакер спускается в скважину в составе обсадной колонны и устанавливается в заданном интервале.

Пакеры при эксплуатации устанавливаются обычно в обсаженной части скважины и спускают их на колонне подъемных труб. В соответствии с назначением для обеспечения надежной работы к пакерам предъявляются следующие основные требования: во – первых, пакер должен выдерживать максимальный перепад давлений, действующий на него в экстремальных условиях, называемый «рабочим давлением»; во – вторых, пакер должен иметь наружный диаметр, обеспечивающий оптимальный зазор между ним и стенкой эксплуатационной колонны труб, с которой он должен создать после посадки герметичное соединение.

По способу установки в скважине различают пакеры: с опорой на забой и без опоры на забой (или так называемые “висячие” пакеры). Пакер с опорой спускают в скважину с хвостовиком. Преимуществом этого типа пакеров является простота и надёжность конструкций, недостатком - необходимость в дополнительных трубах для хвостовой опоры. Преимущество пакеров без опоры на забой – возможность их установки в любом месте эксплуатационной колонны (без хвостовика).

По способам образования сил, деформирующих уплотнительный элемент, пакеры подразделяются на механические и гидравлические. К первым относят все пакеры, уплотнительная часть которых деформируется от воздействия на него веса колонны труб. Они просты по конструкции и высоконадёжны в работе. К недостатку следует отнести обязательное нагружение их трубами, что не всегда возможно, например, на небольших глубинах их установки.

К гидравлическим (рис. 14, а) и б)) относят все пакеры, резиновые элементы которых деформируются и герметизируют колонну за счёт перепада давлений сверху и снизу пакера. Преимущество таких пакеров – способность воспринимать перепады давления 50 МПа (500 кгс/см³) и более; недостаток – сравнительная сложность конструкции.

Основным узлом всех типов пакеров является уплотнительный элемент из специальной резины, который при воздействии внешней силы расширяется и, упираясь в стенки труб, разъединяет верхнюю часть колонны этих труб от нижней, находящейся под пакером.

Рис. 14. Пакеры: а), б) – гидравлические; в), г) – механические.

 

Уплотнители для эксплуатационных нужд подразделяются по своему назначению:

1. Уплотнители, применяемые при отборе нефти и газа из пласта.

2. Уплотнители, применяемые при исследованиях или испытаниях.

3. Уплотнители, применяемые при воздействии на пласт или его призабойную зону.

  

Рис. 16. Схемы уплотняющих элементов пакеров.

 

 

Классификация пакеров

Пакеры выпускаются следующих типов:

• ПВ - перепад давления направлен вверх;
• ПН - перепад давления направлен вниз;
• ПД - перепад давления направлен вниз и вверх.

По принципу действия пакеры могут быть:

• механические М,
• гидравлические Г
• гидромеханические ГМ.

По способу установки в скважину пакеры делятся на устанавливаемые на трубах или на канате.

Пакеры могут быть извлекаемые и неизвлекаемые. Последние еще называют разбуриваемыми.

По количеству проходных каналов пакеры могут быть одно- и двухствольными. Первые предназначены для работы с одной колонной труб, вторые — с двумя. Двухствольные пакеры могут быть с параллельным и концентричным расположением стволов.

При работе пакера в скважине необходим его упор. По типу упоров пакеры могут быть с упором через шлипсовый захват за обсадную колонну и стык обсадных колонн в муфтовом соединении, а также с упором на забой.

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 и исполнение.

Пакер ПВ-Я-118-14 расшифровывается как, пакер с усилием, направленным вверх, однопроходный, фиксируемый отдельным устройством, не требующий посадки, освобождающийся натягом, наружным диаметром 118 мм, воспринимающий перепад давления 14 МПа, нормального исполнения.

Пакер ПН-ЯГМ (рис. 8.2) 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 a в стволе попадает под поршень. При давлении 10 МПа поршень толкает плашкодержатель, 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 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.

Рис.16  Пакер ПН-ЯГМ (ППГМ1):

/ — муфта; 2 — упор; 3 — манжета,; 4 — ствол; 5 — обойма; 6 — конус; 7—шпонка; 8 — плашка; 9 — плашкодержатель; 10 — винт,; // — кожух; /2 — поршень; 13 — корпус клапана; 14— шарик; 15 — седло; 16 — срезной винт

может быть посажен повторно без извлечения из скважины (табл. 8.1).

Пакер типа ПГМД (рис. 11.1) состоит из основного корпуса, прикрепляемого к обсадной трубе, съемного центратора, уплотнительной манжеты, поршня-клина для расширения манжеты, фиксатора, узла защиты пакера от преждевременного срабатывания (включает образованное раздвигаемыми лепестками подвижное седло для взаимодействия с цементировочной пробкой), клапана для подачи рабочей жидкости к поршню-клину (срабатывает при уменьшении давления в обсадной колонне после окончания процесса цементирования скважины), полость для расширяющей добавки к тампонажному раствору (добавка впрыскивается в заколонное межманжетное пространство при пакеровке скважины).

Рис. 17 Пакер гидромеханический двухманжетный типа ПГДМ:
1, 17 — труба обсадная; 2, 16 — фиксатор; 3, 15 — поршень-клин для расширения манжеты; 4, 14 — клапан для подачи рабочей жидкости к поршню-клину; 5, 13 — узел защиты пакера от преждевремнного срабатывания; 6, 12 — манжета уплотнительная; 7, 11 — корпус составной; 8, 10 — полость для расширяющей добавки к тампонажному раствору; 9 — центратор съемный.

Рис. 18. Гидравлический якорь. 1 – пробка транспортировочная; 2 –головка;

3 - корпус; 4 – трубчатая резиновая диафрагма; 5 - плашка; 6 -винт;

7 - шпонка; 8 -патрубок; 9 - хвостовик; 10 – гайка транспортировочная

Клапаны.

Клапаны-отсекатели.

Клапаны-отсекатели предназначены для автоматического перекрытия колонны НКТ и отсечки потока продукции скважины при нарушении установленного режима е эксплуатации в результате частичного или полного разрушения устьевого оборудования, нарушения герметичности эксплуатационной колонны, затрубное пространство которой загерметизировано пакером. При обустройстве скважин пакер и клапан-отсекатель обычон устанавливают непосредственно перед продуктивным горизонтом, особенно в тех случаях, когда скважина может дать грифон.

Клапан-отсекатель обычно устанавливают в колонне НКТ на ниппель сбрасывания или с использованием специального посадочного инструмента.

Клапаны-отсекатели управляемый КАУ управляется с устья скважины через специальную трубку, спущенную совместно с ниппелем.

Клапан-отсекатель типа КА обеспечивает автоматическое отсечение потока среды по колонне НКТ.

 

Рис.17

Ниппель служит для установки, фиксирования и герметизации в нем

клапана-отсекателя, представляет собой патрубок, внутри которого выполнена кольцевая проточка для приема фиксаторов замка клапана-отсекателя. Внутренняя поверхность ниппеля выше кольцевой проточки обработана под посадку уплотнительных элементов клапана-отсекателя.

По обоим концам ниппеля нарезана резьба для соединения с колонной НКТ. Ниппель спускают на колонне НКТ и устанавливают выше пакера.

Рис.18

Техническая характеристика клапанов КАУ.

Параметр	КАУ-89-350	КАУ-73-500
Условный диаметр подъемных труб
(ГОСТ 633), перекрываемых клапаном, мм	89	73
Рабочее давление, МПа	35	50
Диаметр проходного отверстия, мм	35	28
Максимальное давление в системе управления клапаном. МПа
Максимальная температура рабочей среды, К	40	40
Максимальная глубина установки клапана, м	373	373
Габаритные размеры, мм:	200	200
Диаметр	70	58
Длина	1060	970

Ингибиторный клапан.

Ингибиторный клапан предназначен для перепуска ингибиторов коррозии из затрубного пространства в трубы и герметичного перекрытия потока с целью предотвращения перетока жидкости в обратном направлении. Ингибиторные клапаны открываются при перемещении внутренней втулки инструментом, спускаемым на проволоке.
Ингибиторный клапан обеспечивает подачу ингибиторов различного назначения из затрубного пространства во внутреннюю полость колонны НКТ.

Рис.19

  Телескопическое соединение обеспечивает компенсацию удлинения колонны НКТ при изменении их средней температуры, защищает трубы от спирального продольного изгиба, обеспечивая при этом защиту пакера от дополнительной нагрузки.

Разъединитель колонн.

Разъединитель предназначен для соединения колонны подъемных труб с пакером и их разъединения в фонтанных и газлифтных скважинах.

Перед отсоединением колонны подъемных труб от пакера для изоляции пласта в шейку  разъединителя исполнения 1 (рис. 20, а) с помощью спускового инструмента из комплекта инструментов ИКПГ канатной техникой устанавливается глухая пробка с замком. Головки перьев цанги замка фиксируются в канавке а) штока 3.

Разъединитель отсоединяют толкателем канатной техники из того же комплекта ИКПГ, зацепляемым с шейкой верхней цанги 2.

При отсоединении шток 3 должен находиться в положении, при котором его бурт б) упирается в бурт центратора 5, а перья цанги 2 оказываются у расточки цилиндра 1. Это позволяет им выйти из зацепления со штоком и свободно подниматься совместно с цилиндром при подъеме колонны труб. При дальнейшем подъеме колонны труб нижняя цанга 6 выйдет из зацепления с центратором 5 и останется в скважине со штоком и посаженной в него глухой пробкой, что обеспечит перекрытие пласта.

Соединение разъединителя осуществляется толкателем циркуляционного клапана в обратном порядке. Герметичность соединения штока и цилиндра в рабочем положении в скважине обеспечивается уплотнением 4. Глухая пробка после соединения разъединителя извлекается подъемным инструментом из комплекта ИКПГ.

Разъединитель исполнения 2 (см. рис. 17 б) отличается конструкцией верхнего фиксирующего механизма и креплением нижней замковой цанги.

Извлекаемой частью разъединителя является цилиндр 1, соединенный с упором 10, цангодержателем 11, цангой 6 и центратором 5. Совместно с ними извлекаются гильза 8 и кулачки 9, помешенные в упоре 10. Для разблокировки кулачков 9 гильза 8 с помощью толкателя из комплекта инструментов ИКПГ перемешается вверх, пока фиксатор 7 не попадет в канавку а) цилиндра. В этом положении кулачки 9 попадают в канавку в и освобождают шток 3. При дальнейшем подъеме цилиндра цанга 6 утопает в окне цангодержателя 11 и освобождает шток 3 от зацепления с извлекаемой частью разъединителя.Разъединитель соединяют толкателем в обратной последовательности. При этом фиксатор 7 должен находиться в канавке а.

Шток 3 герметизируется в цилиндре 1 набором манжет 2. Внутри штока установлена гильза 9, которая с помощью фиксатора 8 и кулачков 6 удерживает шток в положении, заблокированном с цилиндром. Соединение спускается в скважину в заблокированном состоянии, и после посадки пакера для снятия натяжения колонны подъемных труб должно быть разблокировано перемещением гильзы 9 вверх. При этом фиксатор 8 попадает в канавку а, а кулачки 6 – в расточку б, в которой они утопают. В результате шток 3 и цилиндр 1 освобождаются от зацепления и способны перемещаться друг относительно друга и компенсировать удлинение и укорочение колонны подъемных труб.

Рис.20