Спуск насосных труб и пакера

СПУСК НАСОСНЫХ ТРУБ И ПАКЕРА [c.197]

Мы рассмотрели схему установки с погружным агрегатом сбрасываемого типа и с концентричной подвеской двух колонн насосных труб. Однако в зависимости от условий эксплуатации погружного агрегата могут быть приняты другие схемы и конструктивные решения погружного оборудования установки. Если нужно иметь погружной насос с большой подачей, а следовательно и большого диаметра, единственно возможным решением в некоторых случаях (при невозможности постановки пакера в обсадной колонне) является применение погружного агрегата трубного типа с двумя концентричными колоннами насосных труб (рис. 3). В этом случае погружной агрегат спускается в скважину на центральной колонне [c.15]

Основным недостатком этой схемы являемся необходимость спуска в скважину трех параллельных колонн насосных труб. Правда, применив схему с пакером, можно ограничиться спуском в скважину двух параллельных или концентричных колонн насосных труб. [c.161]

Спуск пакера на канате на глубину 1000 м занимает около часа времени. Глубина спуска определяется путем измерения длины талевого каната (или труб). При спуске пакера с помощью колонны насосных труб на нижний конец ее навинчивают толкатель, который позволяет передавать вес труб только на нижнюю часть пакера. [c.202]

Оборудование скважины агрегатом трубного типа с одной колонной насосных труб и пакером применяется при небольшом значении газового фактора. Для этой цели может быть в основном использовано оборудование, описанное выше. Лишь для уплотнения погружного агрегата в пакере применяется специальный наконечник. Спуск и установка пакера производятся при помощи колонны насосных труб, на которой спускается и агрегат. [c.281]

Схема оборудования скважины агрегатом свободного типа с одной колонной насосных труб и пакером наиболее проста. Башмак седла имеет гнездо для установки узла вставного обратного клапана. Нижний патрубок имеет наружную резьбу для соединения с пакером. Спуск пакера производится вместе с колонной труб. Перед подъемом труб разрушается вышибной клапан, и через образовавшееся отверстие сообщаются полости обсадной колонны под пакером и над пакером, после чего становится возможным подъем его. Для таких скважин выпускается специальный комплект оборудования. Схема с пакером применяется в скважинах с небольшим газовым фактором. [c.283]

Независимая откачка жидкости из двух зон сдвоенными агрегатами трубного типа (рис. 87). Над пакером 7, разделяющим зоны, устанавливается специальное седло 10, спускаемое в скважину на 2 или 2 12" колонне насосных труб. Одновременно с основной колонной труб опускаются две колонны труб малого диаметра, соединенные с седлом. Затем в основную колонну труб на трубах малого диаметра спускается сдвоенный погружной агрегат 6 nii. В седле агрегаты отделяются друг от друга 0-образными уплотнительными кольцами 9. Рабочая жидкость к верхнему агрегату 11 подается по центральной колонне насосных труб 3, к нижнему агрегату 6 — по одной из параллельных колонн труб 4. В нижней части седла [c.310]

Весьма перспективными являются схемы, предусматривающие спуск в скважину лишь одной колонны насосных труб с накером. Пакер, герметично отделяющий верхнюю часть обсадной колонны от нижней фильтровой части, позволяет использовать верхнюю часть обсадной колонны для подъема на поверхность добытой из скважины и отработавшей жидкости. Можно применять гидропоршневые насосные агрегаты свободного (рис. 5) и трубного (рис. 6) типов. В последнем случае погружной агрегат может быть изготовлен с большими габаритами по диаметру. [c.18]

Конструкция колонн насосных труб, спускаемых в скважину, их размеры и прочностные характеристики в значительной степени определяют выбор параметров гидропоршневых насосных агрегатов. В 1 были показаны различные схемы спуска в скважину гидроноршневых насосных агрегатов. Наиболее простой является одноколонная однорядная конструкция с применением пакера и использованием в качестве второго канала колонны обсадных труб. При небольшом диаметре обсадной колонны и небольшой глубине спуска накер может иметь в некоторых случаях неподвижное соединение с седлом агрегата. В этих случаях в седлах агрегатов должны иметься вышибные клапаны для спуска жидкости из обсадной и насосной колонн труб перед подъемом последней вместе с пакером. [c.101]

По достижении пакером заданной глубины толкатель извлекается из скважины, а пакер удерживается в обсадной колонне фонарями, башмаки которых спиральными пружинами 21 прижимаются к стенкам обсадной колонны. Зашлипсовывание пакера в этом положении производится при спуске в скважину колонны насосных труб с седлом гидропоршневого насосного агрегата. Хвостовик седла с манжетным уплотнением входит в канал штока пакера, а посадочный конус его опирается на воронку головки 1 пакера. Под действием веса колонны насосных труб верхний 2 и основной штоки пакера перемещаются вниз, в то время как нижний фонарь удерживается башмаками в прежнем положении. Конус 11, имеющийся на штоке пакера, при перемещении вниз раздвигает шлипсы до соприкосновения со стенками обсадной колонны. Под действием радиальной и осевой нагрузок шлипсы врезаются в стенки обсадной колонны и надежно фиксируют пакер. После этого седло приподнимается на 200—500 мм для устранения продольного изгиба седла и труб. В седле агрегата имеется обратный клапан, препятствующий истечению жидкости из части обсадной колонны, расположенной выше пакера, в нижнюю ее часть. Поэтому при заливке верхней части колонны жидкостью на само- [c.104]

В главе 1 мы рассмотрели различные схемы оборудования скважин гидропоршневыми насосными агрегатами, из которых в настоящее время в Советском Союзе применяются две 1) с двумя концентричными колоннами насосных труб диаметром 4 и 2V2" 2) с одной колонной насосных труб и пакером. Проводятся испытания и отрабатывается технология спуско-подъемных операций двух параллельных колонн насосных труб. [c.197]

Спуск и подвеску колонны насосных труб производят так же, как и при спуске двух концентричных колонн. Но при проверке посадки нужно учесть, что седло погружного агрегата, упираясь в конус верхней части пакера, заставляет ее перемещаться вниз. При этом плашк51 шлипсов раздвигаются, расклинивая пакер в обсадной колонне, и дальнейшее перемещение его вниз становится невозможным. Поэтому делается несколько контрольных посадок седла, чтобы убедиться в надежной фиксации накера. [c.202]

Попеременная откачка зон гидропоршневым насосным агрегатом свободного типа (рис. 84). При оборудовании скважины по этой схеме погружной агрегат 10 свободного типа снабжается двумя специальными наконечниками 4. Седло погружного агрегата, спускаемое па двух паралл(ельных колоннах насосных труб, имеет специальный посадочный башмак 8 с двумя клапанами 5 и 7. Хвостовик седла уплотняется в отверстии пакера 6, разделяюш,его две зоны. Жидкость в седло погружного агрегата из верхней зоны поступает через клапан 5, а из нижней — через клапан 7. При откачке жидкости из нижней зоны (рис. 84, А) на погружной агрегат навинчивается наконечник 4 с одним отверстием в днищ е. Он уплотняется в башмаке в двух местах в нижней части — конусом и в верхней части — резиновым кольцом 9. При откачке жидкости из нижней зоны клапан 5 закрыт. Для откачки жидкости из верхней зоны погружной агрегат при помощи рабочей жидкости поднимают на поверхность, заменяют у него наконечник и вновь спускают в скважину. При откачке жидкости из верхней зоны [c.308]

Независимая откачка жидкости и отвод газа из обеих зон (рис. 86). В скважину спускаются два погружных агрегата трубного типа 7 и ii и колонна труб 2 для отвода газа из нижней зоны. В большинстве установок для подъема отработавшей и добытой жидкостей применяются 2 колонны труб, а для подачи рабочей жидкости и отвода газа — V4 колонны. Минимальный диаметр обсадной колонны, в которую это оборудование может быть спуш ено, составляет 7 /в". В скважине над пакером 10, разделяющим зоны, устанавливается специальный башмак 5, который механически соединяет внизу 2" колонны насосных труб и колонну труб для отвода газа. Спуск этих трех колонн труб производится одновременно после присоединения к нижней части башмака хвостовика, состоящего из 2" труб длиной 76,3 ж и 1 труб длиной 68,7 м. Через этот хвостовик из нижней зоны откачивается жидкость и отводится газ. Из верхней зоны жидкость к погружному агрегату 7 поступает через перфорированную трубу 8 длиной 1,83 м, расноложенную под посадочным седлом агрегата. [c.310]

Независимая откачка жидкости из двух зон сдвоенными агрегатами свободного типа (рис. 88). В скважину спускаются два накера 7 для изоляции верхнех о продуктивного пласта. Это позволяет использовать обсадную колонну для подъема жидкости из верхней зоны и ограничиться спуском в скважину лишь двух параллельных колонн насосных труб со специальным седлом 4, устанавливаемым над верхним накером. Седло имеет два хвостовика 8 ш 9, пропущенных через пакеры и уплотняемых в них, и два обратных клапана. Сдвоенные погружные агрегаты 5 и б свободного типа сбрасываются в основную колонну насосных труб, имеющую диаметр 2 или 2 /а . При помощи шести 0-образных уплотнительных колец 10, установленных на агрегатах, в седле изолируются двигатели и насосные части их. Рабочая жидкость к обоим двигателям подается по одной колонне насосных труб 3. Верхний агрегат 5 откачивает жидкость из нижней зоны через хвостовик 8 и подает ее на поверхность по основной колонне труб 2. Нижний агрегат 6 откачивает жидкость из верхней зоны через хвостовик 9. В качестве рабочей жидкости используется нефть, откачанная из верхней зоны. Отработавшая жидкость из обоих двигателей выбрасывается через нижний агрегат и, смешиваясь с жидкостью, добытой из верхней зоны, поднимается па поверхность по колонне обсадных труб. Минимальный диаметр обсадной колонны, в которую может быть спущено это оборудование, составляет 5 /2 . Число ходов обоих агрегатов регулируется подачей рабочей жидкости. Индивидуальное регулирование числа ходов каждого из агрегатов осуществляется созданием противодавления на их выкидных линиях. Более 60 скважин, оборудованных по этой схеме, успешно эксплуатируются на месторождении Галф Кост. [c.312]

С целью защиты от коррозии нагнетательные скважины по закачке сточных вод оборудуются следующим образом до верхних отверстий фильтра (пласта) спускается колонна насоснокомпрессорных труб с Пакером. Внутренняя поверхность насосно-компрессорных труб на 8 скважинах защищена антикоррозионным покрытием. К настоящему времени НКТ с пакером оборудованы 63 скважины цеха ППД (из 68 скв). [c.73]

Энциклопедия по машиностроению XXL

Оборудование, материаловедение, механика и ...