Введение.
Нефтепромысловое оборудование

РефератПомощь в написанииУзнать стоимостьмоей работы

Введение. Нефтепромысловое оборудование (реферат, курсовая, диплом, контрольная)

ООО НПФ «Пакер» занимает лидирующие позиции в России и странах СНГ по проектированию, производству пакерно-якорного оборудования и скважинных компоновок для эксплуатации, интенсификации и капитального ремонта нефтяных и газовых скважин, а также оказанию сервисных услуг по сопровождению, установке и ремонту.

Фирма производит практически всю номенклатуру пакерно-якорного оборудования и скважинных компоновок, необходимых при проведении основного комплекса мероприятий по повышению добычи нефти, таких как:

* гидравлический разрыв пласта (ГРП);
* поддержание пластового давления (ППД);
* одновременно-раздельная эксплуатация (ОРЭ);
* одновременно-раздельная закачка (ОРЗ);
* технологические операции.

Краткая характеристика «ООО Научно-производственная фирма «Пакер»

НПФ «Пакер» зарекомендовала себя как надежного поставщика пакерно-якорного оборудования для более 250 нефтегазодобывающих и сервисных предприятий России и стран СНГ:

ОАО «Сургутнефтегаз», ОАО «НК «Роснефть», ОАО «Газпром», ОАО «Татнефть», АО НК «КазМунайГаз», РУП «ПО «Белоруснефть», АО «Мангистаумунайгаз», ООО «КАТКонефть» и многие другие.

В 2008;2010 годах ООО НПФ «Пакер» открыла свои сервисные центры и представительства в нижеперечисленных городах.

Сервисные центры:

* г. Октябрьский (Республика Башкортостан).
* г. Нижневартовск (Ханты-Мансийский автономный округ);
* г. Нягань (Ханты-Мансийский автономный округ);
* г. Муравленко (Ямало-Ненецкий автономный округ);
* г. Новый Уренгой (Ямало-Ненецкий автономный округ);
* г. Саратов (Приволжский федеральный округ);
* г. Сургут (Ханты-Мансийский автономный округ).

Представительства:

* г. Нефтеюганск (Ханты-Мансийский автономный округ);
* г. Томск (Сибирский федеральный округ).

Сервисные центры укомплектованы высококвалифицированными специалистами и оснащены современным оборудованием, позволяющим оказывать следующий спектр услуг:

* подбор и прокат пакерных компоновок производства ООО НПФ «Пакер» для ГРП, ППД, эксплуатации, интенсификации и капитального ремонта нефтяных и газовых скважин;
* инженерно-технологические услуги с пакерным оборудованием (транспортировка оборудования до объекта, монтаж, посадка, срыв), подбор оборудования с разработкой рациональных методов его использования, применительно к условиям заказчика с применением собственных методик;
* разработка и изготовление нестандартного пакерного и другого оборудования по техническим требованиям заказчика;
* ремонт всей номенклатуры пакерного оборудования ООО НПФ «Пакер» .

Большое внимание уделяется постоянному улучшению качества выпускаемой продукции, которое обеспечивается благодаря следующему:

* возможностью охвата полного цикла изготовления продукции: от создания проектного решения до выпуска готовых изделий, благодаря применению современных систем автоматизации создания проектной и технологической документации, таких как SolidWorks, SprutCAM, SWR-Tech, SWR-PDM.;
* изготовлением деталей на обрабатывающих центрах международных станкостроительных лидеров Японии — «Mori Seiki» и Италии — «Sigma» ;
* высококвалифицированным обслуживающим персоналом и операторами станков с ЧПУ, прошедшими обучение в Японии и Италии на территории станкостроительных лидеров Mori Seiki и Sigma.
* функционирующей системой менеджмента качества ТЬV CERT, сертифицированной по требованиям ДИН ЕН ИСО 9001:2000 в германском органе по сертификации.

Выпускаемая продукция НПФ «Пакер» выпускает практически всю номенклатуру пакерно-якорного оборудования, перечень приведен ниже:

Пакеры для гидроразрыва пласта, назначение, конструкция, принцип действия и условия работы пакера.

* Пакеры на 100 МПа с механической осевой установкой ПРО-ЯМО 2-ЯГ 1(Ф), ПРО-ЯМО 3-ЯГ 2(Ф).

Предназначены для герметичного разобщения интервалов ствола обсадной колонны и защиты ее от динамического воздействия рабочей среды в процессе проведения различных технологических операций.

* Пакеры на 100 МПа с механической поворотной установкой ПРО-ЯМ 2-ЯГ 1(Ф), ПРО-ЯМ 3-ЯГ 2(Ф).

* Пакеры на 100 МПа механические с увеличенным проходным каналом осевой установки ПРО-ЯМО 3-ЯГ 3(Ф), поворотной установки ПРО-ЯМ 3-ЯГ 3(Ф).

* Пакер на 70 МПа осевой установки с уравнительным механическим клапаном ПРО-ЯМОГ 3(Ф)-КУ-82/84.

Предназначен для герметичного разобщения интервалов ствола обсадной колонны и защиты ее от динамического воздействия рабочей среды в процессе проведения различных технологических операций.

* Пакер механический на 70 МПа с уравнительным клапаном осевой установки ПРО-Ш-К-ЯМО 2-ЯГ.

Предназначен для длительного герметичного разобщения интервалов ствола обсадной колонны и защиты ее от динамического воздействия рабочей среды в процессе проведения различных технологических операций.

2 Пакеры для поддержания пластового давления
* Пакер механический двухстороннего действия поворотной установки ПРО-ЯДЖ (на 35 МПа)

Предназначен для герметичного длительного разобщения интервалов ствола обсадной колонны нагнетательной скважины и защиты ее от динамического воздействия закачиваемой воды.

* Пакер механический двухстороннего действия осевой установки П-ЯДЖ-О (на 25 МПа).

* Пакер механический двухстороннего действия поворотной установки П-ЯДЖ (на 25 МПа).

* Пакер с механической осевой установкой ПРО-ЯМОГ (М) (на 50 МПа).

* Пакер с механической осевой установкой П-ЯМОГ (М) (на 25 МПа).

* Пакер с механической поворотной установкой П-ЯМГ (М) (на 25 МПа).

* Пакер с механической осевой установкой П-ЯМО (на 25 МПа*).

* Пакер с механической поворотной установкой П-ЯМ (на 25 МПа*).

* Пакер с механической осевой установкой П-ЯМОГЗ (М) (на 35 МПа).

* Пакер двухстороннего действия осевой установки ПРО-ЯДЖ-О-М (на 35 МПа) механический.

* Пакер механический двухстороннего действия осевой установки ПРО-ЯДЖ-О (на 35 МПа).

В процессе бурения практически любой геологоразведочной скважины, а именно при выполнении различных технологических операций (ликвидации различных поглощений, укреплении неустойчивых стенок скважины, тампонировании затрубного пространства), так или иначе, возникает проблема, связанная с разобщением полостей в скважине, где без герметизирующего устройства нам не как не обойтись. Для решения данной проблемы конечно можно использовать герметизатор устья скважины (превентор). Но что делать, если устье скважины не оборудовано превентером? Ответ на этот вопрос заключается в использовании пакера.

Почему именно пакер? Пакер, в отличие от превентора, устанавливается в скважину на определенную глубину, непосредственно в момент ликвидации осложнения или в процессе тампонирования. Тем самым пакер не усложняет весь процесс бурения и является более универсальным, а в некоторых случаях и более эффективным, чем превентор.

На данный момент в геологоразведочном бурении используется три типа пакеров: механические, гидравлические, гидромеханические. В данной работе приведен мой проект усовершенствования известного гидромеханического пакера, основной целью которого является улучшение его технических характеристик.

1 Назначение, конструкции, принцип действия и условия работы пакера пакер якорный скважинный К аналогам разрабатываемого устройства можно отнести гидромеханический пакер, разработанный И. В. Романом и А. К. Арсеньевым (Северо-Кавказкий государственный научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности). Схема пакера приведена на рис. 1. На рис. А — пакер изображен в транспортном положении, общий вид. На рис. В — изображен уплотнитель между стволом и уплотняющим конусом (узел I на рис. А). На рис. Б — пакер находится в уплотненном состоянии (рабочем положении), общий вид. Сам по себе пакер содержит ствол 1 с головкой 2, на котором собраны три узла: якорный узел А, уплотнительный узел Б и узел гидроцилиндра В.

Якорный узел, А включает конусы верхний 3, взаимодействующий с головкой 2 через резьбу, и нижний 4, свободно посаженный на стволе 1 с ограничением перемещения выступом 5, и двуплечие плашки 6, подпружиненные пружиной 7. Нижний конус 4 соединен с верхней упорной втулкой 8, оснащенной окнами 9 и проточкой 10, в которой свободно расположен разрезной стопор 11, подпружиненный пружиной 12.

Уплотнительный узел Б включает верхнюю ограничительную шайбу 13, соединенную со втулкой 8, уплотнительный элемент 14 и нижнюю опорную шайбу 15, взаимодействующую с нижней упорной втулкой 16 и выступом 17 уплотняющего конуса 18.

Уплотняющий конус 18 оснащен хвостовиком 19, являющимся в то же время крышкой уплотнителя 20, установленного в зазоре между конусом 18 и стволом 1. Он оснащен втулкой 21, зафиксированной на нем срезным штифтом 22. Уплотнитель 20 представлен фторопластовыми коническими кольцами 23 с ответной конусностью, ограниченными набором конических верхних 24 и нижних 25 металлических разрезных колец, взаимодействующих между собой конусными поверхностями. Снизу уплотнитель 20 подпружинен пружиной 26, обеспечивающей начальную плотность уплотнительного узла Б.

Узел гидроцилиндра В представлен неподвижно закрепленным на стволе 1 цилиндром 27 с размещенным в нем поршнем 28, уплотненным кольцом 29, который ограничивает полость 30 внутри цилиндра 27. Полость 30 сообщается с внутренней полостью ствола 1 через отверстие 31, ниже которого установлено на срезном штифте 32 седло 33. Низ ствола 1 оборудован ловушкой 34.

Рисунок 1 — Общая схема пакера Устройство работает следующим образом. Устройство спускается на требуемую глубину, в насосно-компрессорные трубы бросают шар и нагнетанием жидкости создают в лифтовых трубах давление, позволяющее создать на поршне 28 силу давления, обеспечивающую перемещении конуса 18 в крайнее верхнее положение, при этом уплотнительный элемент 14 прошивается до упора опорной шайбы 15 в выступ 17. При этом конус 4 перемещается вверх и вводит плашки 6 в соприкосновение с внутренней поверхностью эксплуатационной колонны, пакер заякоривается.

Прошивание уплотнительного элемента 14 уплотняющим конусом 18 приводит их в сжатое по толщине состояние, чем уплотняется зазор между конусом 18 и внутренней поверхностью эксплуатационной колонны.

Последующее перемещение конуса 18 вверх приводит ограничительную шайбу 13 и опорную шайбу 15 в соприкосновение с эксплуатационной колонной, чем уплотнительный элемент 14 вводят в ограниченное со всех сторон состояние (пакер запакеровывается).

Извлечение проводится следующим образом. Создается натяжка инструмента, которая освобождает конус 3. В затрубном пространстве создается давление, превышающее подпакерное, уплотняющий конус 18 перемещается вниз, втулка 21 воздействует на стопор 11 и освобождает конус 4, чем якорный узел, А переводится в транспортное положение. Повышением давления в затрубном надпакерном пространстве срезается штифт 22 и конус 18 проскальзывает в крайнее нижнее положение, чем освобождает пространство для циркуляции через окна 9 упорных втулок 9 и 16 и внутреннее кольцевое пространство между хвостовиком 19, уплотняющей конуса 18 и уплотнительным элементом 14. Коротким движением вниз — вверх шайбы 13 и 15 приводятся в транспортное состояние и пакер извлекается на поверхность.

К преимуществам данной конструкции можно отнести четкую фиксацию пакера в скважине, обеспечиваемую двумя фиксаторами в верхней и нижней части пакера. Недостатком пакера является чрезмерная сложность конструкции, которая в процессе эксплуатации может негативно сказаться на работоспособности пакера.

Обоснование направления работ.

Анализ проблемы показывает, что технология разобщения пластов в скважине сводится к установке в скважине, на определенной глубине пакерующего устройства, с последующим его раскреплением путем выполнения тех или иных операций. Основная проблема при этом заключается в жесткой фиксации устройства после процесса распакеровки, так как смещение устройства влечет за собой разгерметизацию, которая в последующем приводит к некачественному тампонированию и влечет за собой ряд осложнений.

Для повышения надежности фиксации пакера предлагается использовать новый подход к техническому решению, предполагающей использование дополнительных фиксаторов устройства в скважине. В предыдущем разделе указаны некоторые устройства, позволяющие использовать этот подход. Но использовать эту прогрессивную методику герметизации можно только на перспективу, т. к. данная технология требуется определенной модернизации для геологоразведочных условий, что влечет за собой значительные материальные затраты.

Основной задачей настоящей работы является создание устройства, которое наряду с высокой надежностью герметизации было бы достаточно просто и дешево. В качестве такого устройства предлагается использовать гидромеханический пакер, оснащенный в верхней части плашечным узлом, которые собственно говоря, и будет обеспечивать должную фиксацию в процессе тампонирования.

Описание устройства.

Данный пакер состоит из сборного корпуса, герметизирующих уплотнителей, верхнего конуса жестко связанного с корпусом и подвижного нижнего конуса, выдвижных плашек, гидроцилиндра с поршнем (в котором механизм фиксации представлен в виде шарикового замка). Поршень взаимодействует с уплотнителями, а те в свою очередь взаимодействуют с нижним конусом через толкач.

На рисунке 2 приведен сборочный чертеж разрабатываемого устройства. Как видно из сборочного чертежа пакер состоит из переходника 2, в верней части с внутренней замковой резьбой, на который крепится верхняя часть корпуса 12, свинченная с нижней частью корпуса под номером 10, а так же конус 3, которой находится в зацеплении с четырьмя плашками 5, которые в свою очередь находится в зацеплении с конусом 4, под которым расположен толкач 6, к которому прилегают шестнадцать уплотнителей 7, разделенных пятнадцатью шайбами 8, под которыми находятся поршень 13, снабженный резиновыми кольцами 11 и 14, плотно прилегающей к втулке 1, которая крепится с помощью насадки 9, навинченной на нижнюю часть корпуса 10, к которому на срезном штифте 16, крепится втулка 15. Так же следует отметить наличие четырех шариков 17, в проточках на корпусе 10 и ограничительного болта 18, также ввинченного в корпус 10.

Рисунок 2 — Сборочный чертеж пакера Принцип действия.

Устройство применятся следующим образом. После спуска пакера на колонне бурильных труб в скважину, на определенную глубину, в колонну бурильных труб сбрасывают шарик 19, который перекрывает проходное отверстие во втулке 15, что проводит к резкому увлечению давления в системе. В результате этого жидкость через отверстия в корпусе 10, начинает поступать в подпоршневую полость и выдавливать поршень 13 вверх. Поршень в свою очередь перемещает уплотнители 7, которые по мере уплотнения начинают соприкосаться со стенками скважины и давить на толкатель 6, который передает усилие на конус 4. Перемещение конуса вверх приводит к выдвижению плашек 5, и врезанию их в породу. После того как поршень достигает определенного положения, срабатывает шариковый замок, который фиксирует поршень. Основными элементами шарикового замка является четыре шарика 17, которые попадая в отверстия в поршне обеспечивают его фиксацию. После фиксации поршня давление в системе начинает расти, и, достигая критического значения, срезает штифт 16, что приводит к проталкиванию втулки 15 вниз и, как следствие, выходу раствора через отверстия в насадки 9 в скважину. После окончания закачки тампонажного раствора, раскрепление пакера осуществляется передачей вращения по колонне бурильных труб на верхнюю часть корпуса 12, что приводит к развинчиванию резьбы между нижней и верхней частями корпуса, и возможностью после подрывать снаряд вверх и извлечь на поверхность.

Преимущества разработанного механизма.

Разработанная конструкция позволяет разобщать полости в скважине, обеспечивая качественную гермитизацию (допустимый перепад давления на пакере более 2 МПа) тампонируемого участка работ, обладая надежным механизмом самофиксации. Также устройство является простым и надежным в эксплуатации и простым и дешевым в изготовлении. При использовании устройства следует придерживаться требований техники безопасности, свойственных, в общем, для геологоразведочного бурения. Устройство и методика работы с ним не противоречит законодательству по охране недр и окружающей среды.

Технология применения и правила эксплуатации.

Разрабатываемое устройство планируется использовать для геологоразведочных скважин диаметром 76 мм.

Перед началом эксплуатации устройства выполняется разборка механизма с последующей смазкой всех резьбовых соединений, во избежание их последующего заклинивания, а так же смазка четырех плашек 5 в местах зацепления с конусам 3 и 4 (см. приложении А), и поршневой части пакера 13. Так же необходимо проконтролировать степень износа уплотнителей 14 и шарика 9, в поршневой части, а так же основных уплотнителей 7, и при необходимости выполнить их замену. После выполнения всех перечисленных операций пакер собирается с приведением его в транспортное положение, приведенное в приложении А.

Порядок эксплуатации заключается в следующем. Устройство укладывается на приемный мост, затем в переходник 2, в котором нарезана замковая резьба З-50, ввинчивается ниппель замка бурильных труб с частью свечи; после часть свечи вместе с пакером поднимают элеватором и опускают в скважину. Затем выполняется монтаж остальной части бурильной колоны и спуск пакера до проектной глубины, после спуска пакера, при необходимости, возможно выполнить промывку скважины. Затем после приготовления тампонажного раствора в колонну бурильных труб сбрасывается шарик 18, после чего буровым насосом через колонну бурильных труб, в пакер начинаем нагнетать тампонажный раствор, давление на манометре должно начать рости до момента постановки пакера, после достижения давления постановки срезной штифт 16 срезается, втулка 15 продавливается вниз, давление в системе резко падает, и тампонажный раствор начинает заполнять подпакерное пространство, проникая в поры и трещины горной породы. По завершению закачка всего запланированного количества тампонажного раствора пакер раскрепляется передачей вращения по колонне БТ на верхнюю часть корпуса 1, что приводит к развинчиванию резьбы между нижней и верхней частями корпуса, после чего снаряд подрывают с помощью гидравлики или лебедки вверх и с колонной бурильных труб извлекается на поверхность.

После эксплуатации устройство его необходимо промыть от частиц цементного и бурового раствора, оставшегося в нем после тампонирования, а затем высушить и хранить в сухом, защищенном от дождя (снега) месте.

Для обслуживания устройства достаточно двух человек буровой бригады: машиниста и помощника машиниста буровой установки.

Планируемый результат и перспектива дальнейших исследований.

Применение данного устройства позволяет полностью решить проблему качественного тампонирования зон осложнений в процессе бурения, а также в значительной мере сократить время на сам процесс тампонирования, засечет возможности быстрого монтирования и спуска механизма в скважину. Исключение возможности утечки тампонажного раствора, в процессе тампонирования, позволит уменьшить материальные затраты. Таким образом, разработанное устройство позволяет сократить затраты времени и материалов, и таким образом снизить стоимость работ.

К одному из его основных недостатков можно отнести достаточно высокое давление срабатывания (8,4 МПа), что впоследствии уменьшает его возможную область применения. Но дальнейшем совершенствование пакера, путем увеличения площади поршневой части пакера, может решить данную проблему. Следовательно разработанный пакер нельзя считать идеальным во всех отношениях, но путем его дальнейшей модернизации пакер можно сделать еще более универсальным и совершенным.

Показать весь текст

Заполнить форму текущей работой