Оборудование для термического воздействия на пласт

Устьевая арматура

Арматура устья для герметизации устья нагнетательных скважин в период тепловой обработки пласта обеспечивает подвеску колонны НКТ, компенсирует ее удлинение и позволяет проводить исследовательские работы по стволу скважины и на забое. Она состоит из запорных устройств – задвижек и вентилей, фитингов-крестовиков, тройников, катушек и специальных устройств для компенсации тепловых удлинений колонны и подводящего паропровода. Арматура устья устанавливается на скважине перед началом паротеплового процесса и после его окончания демонтируется.

В качестве примера рассмотрим арматуру АП-65-150 (рис. 6.23).

В зависимости от внутрискважинного оборудования различают два исполнения:

- при установке на забое скважины термостойкого пакера и при отсутствии телескопического устройства для компенсации термических удлинений колонны НКТ;

- при отсутствии пакера на забое или при использовании его совместно с компенсатором теплового удлинения НКТ.

Арматура включает в себя крестовину, которая вместе с затрубным вентилем 5 устанавливается на фланце колонны обсадных труб. Колонна НКТлибо соединяется с телескопической трубой сальника, установленного на корпусе, либо крепится к катушке. Зазор между корпусом 4 и трубой 2 уплотняется набором прорезиненных асбестовых манжет 3.

На фланце телескопической трубы (или на катушке) монтируется узел 1, состоящий из задвижки, шарнира и тройника. Устьевое шарнирное устройство состоит из трех шарниров и обеспечивает компенсацию теплового расширения НКТ и подводящей линии паропровода. Стволовой шарнир обеспечивает компенсацию угловых деформаций колонны.

На тройнике установлены датчики термометра и манометра, а сами приборы смонтированы на приборном щитке. Эта группа приборов замеряет температуры и давления в центральном канале, приборы, присоединенные к крестовине, – в затрубном пространстве.

Управление запорными устройствами, обслуживание арматуры осуществляется со специальных площадок, конструкция которых предусматривает вертикальное перемещение элементов арматуры.

Головка колонная сальниковая предназначена для оборудования устья нагнетательных многоколонных скважин. Эти головки имеют уплотнительные устройства, обеспечивающие компенсацию тепловых удлинений эксплуатационной и промежуточной колонн. Головка колонная сальниковая с помощью резьбового соединения крепится к переводнику промежуточной колонны или кондуктору. Головка монтируется в процессе строительства скважины или при ее капитальном ремонте при переводе ее на работу для закачки пара в пласт.

Лубрикатор устьевой предназначен для спуска в скважину глубинных манометров, термометров и других приборов для исследования без прекращения закачки пара в пласт. Лубрикатор устанавливается на фланце верхней задвижки, смонтированной на тройнике арматуры устья.

Лубрикатор состоит из корпуса, масляного бачка с трубками и блока. В верхней части корпуса установлен узел сальника, а нижняя часть имеет фланец, с помощью которого он присоединяется к фланцу задвижки устьевой арматуры.

 

Рисунок 6.23 - Устьевая арматура АП-65-150

 

 

Пакеры

Термостойкие пакеры герметизируют затрубное пространство скважины при нагнетании пара в пласт и защищают эксплуатационную колонну от воздействия давления и температуры. Одновременно пакеры предотвращают тепловые потери и позволяют снизить температурные напряжения.

Пакер (рис. 7.24) состоит из ряда деталей, смонтированных на стволе 10. Ствол 10 соединен муфтой 3 с патрубком 2, который, в свою очередь, соединен с муфтой 1, обеспечивающей соединение пакера с колонной НКТ. В верхней его части расположен шлипсовый узел для удержания пакера в обсадной колонне и предотвращения его смещения вверх под действием перепада давления. Этот узел состоит из конуса 4, шлипсов 7, шлипсодержателя 8, ограничителя 6 и штифта 5. При спуске пакера штифт удерживает шлипсы от перемещения по направляющим пазам конуса. После срезания штифта перемещение шлипсов ограничено деталями 6 и 8.

В средней части пакера расположены уплотнительные манжеты 11, сверху закрываемые защитной шайбой 9, а снизу удерживаемые нажимной гайкой 12. Манжеты в зависимости от их места установки изготовлены из различных материалов: по две крайних – из прорезиненной асбестометаллической ткани, средние – из прорезиненной асбестовой ткани.

В нижней части ствола имеется шлипсовый узел, предотвращающий перемещение пакера вниз. Он состоит из конуса 13, шлипсов 14 и шлипсодержателя 17. Ниже расположен гидроцилиндр для посадки пакера. Привод гидроцилиндра осуществляется жидкостью, нагнетаемой в НКТ.

 

Рисунок 6.24 – Термостойкий пакер ПТГМ

 

Гидроцилиндр состоит из собственно гидроцилиндра 22, наружного 20 и внутреннего 16 поршней, переводника 31 и уплотнительных колец 18, 19, 25. Для предотвращения поворота цилиндра относительно ствола служит шпонка 23, а относительно переводника 31 – винты 26.

К поршню 20 прикреплен фиксатор 21, при спуске пакера удерживающий нижние шлипсы в нижнем положении.

В переводнике 31 располагается узел клапанов для временного перекрытия проходного канала пакера при его посадке. Он состоит из нижнего 29 и верхнего 28 седел со срезными буртами, шариков 24, 30 и приставки 27. Снизу к переводнику присоединен фильтр 32 для улавливания срезанных седел с шариками при установке пакера.

Пакер работает следующим образом. При закачке жидкости в НКТ после закрытия нижнего седла 29 шариком 30 поршни 16 и 20, преодолевая силу сцепления фиксатора 21 со стволом 10, перемещаются вверх вместе с нижним шлипсовым узлом и уплотнителем. Штифт 5 срезается. Верхние шлипсы 7 надвигаются на конус, заклинивая его в обсадной колонне. Защитная шайба 9 распрямляется и перекрывает зазор вокруг шлипсодержателя 8. Под действием нажимной гайки манжеты 11 увеличивают наружный диаметр до тех пор, пока не войдут в контакт с поверхностью эксплуатационной колонны. Нижний конус 13 заклинивается в обсадной колонне шлипсами 14. Увеличивая давление жидкости в НКТ до 20 МПа, можно срезать бурт седла 29, и оно вместе с шариком 30 упадет в фильтр, открыв при этом проходной канал пакера.