Термостойкий пакер
Cтраница 2
При закачке теплоносителя в пласт, особенно такого как пар, башмак НКТ герметизируется специальным термостойким пакером для предотвращения попадания в затрубное пространство скважины закачиваемого пара или воды, что снижает теп-лопотери в стволе скважины. [16]
Чтобы не допустить аварий с обсадными колоннами от температурных изменений и высоких давлений, необходимо разобщать обсадную колонну и нагнетательные трубы путем установки термостойкого пакера, спускаемого на конце этих труб, а на устье или над пакером устанавливать сальник. Чтобы свести к минимуму неравномерное нагревание обсадной колонны и не вызвать ее повреждения, подачу пара в скважину рекомендуется начинать при малом расходе. В дальнейшем пар желательно закачивать при максимально возможных давлении и расходе, что значительно сократит потери тепла в стволе скважины. [17]
Условиями снижения потерь теплоты и температурными расширениями элементов скважины определяется подбор устьевого и внутрискважинного оборудования, которое включает арматуру устья типа АП ( задвижки, устьевой сальник, устьевое шарнирное устройство и стволовой шарнир), колонну НКТ, термостойкий пакер с внутрискважинным компенсатором или устьевым сальником, колонную сальниковую головку. При нагнетании воды с невысокой температурой используется такое же оборудование скважин, как и при заводнении. [18]
В скважине, выбранной для паротепловой обработки, проверяют шаблоном эксплуатационную колонну, очищают песчаную пробку, если она имеется. Затем спускают насосно-компрессорные трубы с термостойким пакером, который устанавливают над верхними отверстиями фильтра. Пакер изолирует фильтровую зону от эксплуатационной колонны и предохраняет ее от воздействия высокой температуры нагнетаемого в скважину пара. [19]
При паротепловой обработке в результате воздействия высокой температуры происходит температурное расширение металла труб. Поэтому эксплуатационную колонну изолируют от прямого соприкосновения с паром специальным термостойким пакером. [20]
 |
Схема устьевой арматуры для нагнетания в пласт пара или горячей воды. [21] |
Арматура собирается по двум схемам. По схеме ( рис. IV.9, а) на забое скважины устанавливают термостойкий пакер, если отсутствуют специальные устройства для компенсации температурных удлинений колонны НКТ. [22]
Термостойкие па к еры, преднавначенные для герметизации затрубного пространства в нагнетательной скважине от проникновения в него теплоносителя, предохраняют эксплуатационную колонну от высоких температур закачиваемого теплоносителя. Это заметно снижает температуру эксплуатационной колонны по сравнению с температурой колонны насосно-компрессорных труб. Применение термостойких пакеров уменьшает тепловые потерн в стволе скважины. [23]
Два ряда шлипсов закрепляют пакер в обсадной колонне и, независимо от величины веса колонны насосно-компрессорных. С места установки пакер снимается и извлекается только натяжением колонны насосно-компрессорных труб. Благодаря термостойким пакерам пар закачивают в пласт без спуска дополнительной изолирующей обсадной колонны. [24]
В связи с тем, что эксплуатационный фонд на месторождении был недостаточно приспособлен к термическому воздействию, предварительно обследовали все скважины на герметичность и целостность обсадных колонн, а в паронагнетательных скважинах проводили дополнительные капитальные работы для создания надежных условий во время нагнетания в пласт пара. Так, по участку 1, где по расчетам ожидалось длительное нагнетание теплоносителя, пароинжекционные скв. В отличие от участка 1 нагнетательные скважины участка 2 были оборудованы 63-мм насосно-ком-прессорными трубами и термостойким пакером конструкции Сев-КавНИПИнефти. [25]
Подготовка пакера к эксплуатации производится в следующей последовательности. К передней резьбе переводника необходимо присоединить колонну насосно-компрессорных труб. В случае спуска пакера с якорем последний присоединяется непосредственно к пакеру вместо лереводника. На колонне труб термостойкий пакер опускается на заданную глубину. [26]
При тепловой обработке призабойной зоны в скважину нагнетают перегретый водяной пар, получаемый от ППУ. Затем скважину закрывают на период, необходимый для передачи тепла в глубь пласта. Указанную операцию проводят под давлением. Если обсадная колонна не рассчитана на такое давление, то в скважину спускают термостойкий пакер, который представляет собой устройство для перекрытия ствола скважины на заданной глубине. Принцип действия различных видов пакеров одинаков. После спуска пакера до определенной отметки с помощью механических усилий его расклинивают. Он плотно закупоривает колонну, разобщая ее верхнюю и нижнюю части. При установке пакера задвижка на стволе от затрубного пространства должна быть открыта. Площадку по направлению отвода необходимо освободить от людей и оборудования. [27]
При тепловой обработке призабойной зоны в скважину нагнетают перегретый водяной пар, получаемый от ППУ. Затем скважину закрывают на период, необходимый для передачи тепла в глубь пласта. Указанную операцию проводят под давлением. Если обсадная колонна не рассчитана на такое давление, то в скважину спускают термостойкий пакер, который представляет собой устройство для перекрытия ствола скважины на заданной глубине. Принцип действия различных видов пакеров одинаков. После спуска пакера до определенной отметки с помощью механических усилий его расклинивают. Он плотно закупоривает колонну, разобщая ее верхнюю и нижнюю части. При установке пакера задвижка на стволе от затрубного пространства должна быть открыта. Площадку по направлению отвода необходимо освободить от лкэдей и оборудования. [28]
Направляющий аппарат снабжен лопатками и служит для закручивания потока, что обеспечивает условия: вихревой стабилизации. Сырье, контактируя с дугой, образует частично ионизированный газовый поток П, который вытягивает разряд, увеличивая разность потенциалов со стенкой. В результате происходит пробой, возникает шунтирующая дуга 5, а анодный конец основной дуги отмирает. Анодное пятно движется в зоне 1У продольно и по окружности. Тангенциальные отверстия 7 в анодном и катодном кольцах обеспечивают дополнительную подкрутку потока. Образовавшийся поток теплоносителя У проходит через термостойкий пакер 8 и хвостовик 9, затем через перфорацию 10 нагнетается в пласт. [29]
Направляющий аппарат снабжен лопатками и служит для закручивания потока, что обеспечивает условия вихревой стабилизации. Сырье, контактируя с дугой, образует частично ионизированный газовый поток П, который вытягивает разряд, увеличивая разность потенциалов со стенкой. В результате происходит пробой, возникает шунтирующая дуга 5, а анодный конец основной дуги отмирает. Анодное пятно движется з зона 1У продольно и по окружности. Тангенциальные отверстия 7 в анодном и катодном кольцах обеспечивают дополнительную подкрутку потока. Образовавшийся поток теплоносителя У проходит: через термостойкий пакер 8 и хвостовик 9, затем через перфорацию 10 нагнетается в пласт. [30]
Страницы: 1 2 3