НКТ. Насосно-компрессорные трубы.

 При штанговой глубинно-насосной эксплуатации каналом для подъема жидкости от насоса на дневную поверхность служат насосно-компрессорные трубы. 

В ряде случаев, например в уста­новках бес трубной эксплуатации, колонна насосно-компрессорных труб отсутствует. Ее функции выполняют либо полые штанги, либо эксплуатационная колонна.

Насосно-компрессорные трубы применяют не только при всех способах эксплуатации нефтяных скважин, но и при подземном ремонте — промывке песчаных пробок, гидроразрыве пласта, соляно кислотной обработке и т. д.

Условия работы труб при штанговой глубинно-насосной эк­сплуатации наиболее тяжелые: 

  • нагрузка на трубы определяется не только собственным весом колонны, но и циклической нагруз­кой, обусловленной весом откачиваемой жидкости, а также, си­лами трения. 
  • Кроме того, колонна труб должна выдержать до­полнительную нагрузку — вес штанг в случае их обрыва. 
  • Помимо этого они подвергаются изгибу при искривленном стволе скважины и воздействию коррозионной среды. Из насосно-компрессорных труб (НКТ) составляются колонны, спускаемые в скважину. 

Колонны НКТ могут служить в основном для следующих целей:

  • подъема на поверхность отбираемой из пласта жидкости, смеси жидкости и газа или одного газа;
  • подачи в скважину жидкости ,или газа (осуществления техноло­гических процессов, интенсификации добычи или подземного ремонта);
  • подвески в скважине оборудования.

Насосно-компрессорные  трубы  изготавливаются  согласно ГОСТ 633—80, предусматривающему изготовление гладких труб и муфт к ним, труб с высаженными наружу концами (В) и муфт к ним, гладких высокогерметичных труб (НКМ) и муфт к ним, а также безмуфтовых труб (НКБ) с высаженными наружу концами. Гладкие трубы проще в изготовлении, но их концы ослаблены на­резанной на них резьбой. Трубы с высаженными наружу концами имеют одинаковую прочность по основному телу и у резьбы. Эти трубы называются равнопрочными. Внешний диаметр их муфты больше, чем у труб с гладкими концами (табл.1)

У НКТ гладких и с высаженными концами (рис. 6) резьба с конусностью 1 : 16, закругленная, с углом профиля 60°. У труб НКМ и НКБ резьба также коническая, но с трапецеидальным профилем. Резьбовая часть труб с НКМ и НКБ имеет конический гладкий конец, входя­щий в конус муфтовой части резьбового соединения и создающий дополнительное уплотнение соединения.

Диаметр НКТ (ГОСТ 633—80)                               Таблица 1

 

Условный

диаметр

трубы

 

 

Наружный диаметр, мм

 

 

Толщина стенки

трубы,

мм

 

 

 

Внутрен­ний

диаметр

трубы,

мм

 

Масса (теоретиче­

ская) трубы с муфтой, кг/м

 

 

гладкой

части

трубы

 

муфты

гладких

труб

 

труб

типа В

 

гладких

труб

 

труб

типа В

 

27

 

26,7

 

-

 

42.2

 

3,0

 

20,7

 

-

 

1,85

 

33

 

 

33,4

 

42,2

 

48,3

 

3,5

 

26.4

 

2,65

 

2,66

 

42

 

42,2

 

52,2

 

55,9

 

3,5

 

35,2

 

3,38

 

3.46

 

48

 

48,3

 

55,9

 

63.5

 

4,0

 

40,3

 

4,46

 

4,54

 

60

 

60.3

 

73,0

 

77.8

 

5,0

 

50,3

 

7.01

 

7.12

 

73

 

73,0

 

88.9

 

93.2

 

5,5

 

62.0

 

9.50

 

9,55

 

73

 

73,0

 

88,9

 

93,2

 

7,0

 

59,0

 

11,70

 

11.87

 

89

 

88,9

 

108,0

 

114.3

 

6,5

 

75,9

 

13.68

 

13,72

 

89

 

88.9

 

-

 

114,3

 

8,0

 

72.9

 

-

 

16.69

 

102

 

101,6

 

120,6

 

127,0

 

6.5

 

88,6

 

15,80

 

16,05

 

114

 

114,3

 

132,1

 

141,3

 

7.0

 

100,3

 

19,13

 

19,49

 

Примечание. Длина  труб,  м: первой группы  - 5,5 - 8,5; второй группы – 10.

По массе труб допускается отклонение от  +  6,5 до - 3,5 % для исполнения труб А (более точное исполнение) и от  + 8 до - 6 % для исполнения труб Б (менее точное исполнение).

Внутренний диаметр НКТ проверяется шаблоном длиной 1250 мм с наружным диаметром на 2—2,9 мм меньше номинального внутрен­него диаметра трубы (меньшее отклонение для труб небольшого диаметра). На толщину стенки установлен минусовый допуск в 12,5 % от толщины.

Трубы изготовляются из сталей следующих групп прочности.

 

Группа прочности стали                           Предел текучести не менее, МПа

Д    …………………………………………………………     379(373)

К    ………………………………………………………....     491

Е    …………………………………………………………     552

Л    …………………………………………………………     654

М    ………………………………………………………...     758

Р     ………………………………………………………...     930

 

Значение предела текучести, взятое в скобки, относится к тру­бам исполнения Б.

Кроме того, НКТ изготавливаются из алюминиевого сплава  марки Д16Т. Этот сплав имеет предел текучести около 300 МПа, предел выносливости 110 МПа. Относительная плотность сплава 2,72. Трубы, изготовленные из алюминиевого сплава, имеют зна­чительно меньшую массу, чем стальные, а прочность их снижается меньше (в 1,25 раз по отношению к группе прочности стали Д, в 1,67 раз — к К и в 1,83 раз — к Е). Таким образом, колонны труб из алюминиевого сплава можно спускать глубже, или они будут иметь большой запас прочности при глубине спуска, одина­ковой с глубиной спуска стальных труб.

Трубы из сплава Д16Т обладают и большей коррозионной стой­костью в сероводородсодержащих средах. Особенно повышается их коррозионная стойкость и износостойкость при толстослойном анодировании.

Наличие у колонн НКТ резьбовых соединений через каждые 8—10 м резко увеличивает трудоемкость работ на скважине при спуске и подъеме колонн труб.

В последние годы применяются так называемые безмуфтовые гибкие трубы длиной до 800, а в некоторых случаях 1200—1500 м. Эти трубы выпускаются с прокатного стана полной строительной длины без промежуточных соединений и сматываются в бухту. 

Они спускаются в скважину со специального агрегата, обычно смонтиро­ванного на большегрузной автомашине. На агрегате расположены барабан с намотанными трубами, привод барабана и выпрямляю­щий узел, располагаемый над скважиной. Колонна труб сматы­вается с барабана, где она может деформироваться по радиусу ба­рабана, проходит через выпрямляющее устройство (в нем нахо­дится около 2 м трубы) и спускается выпрямленная в скважину.

За счет сил трения в этом устройстве колонна удерживается в сква­жине в подвешенном состоянии.

Через такую колонну труб можно подавать жидкость в скважину для промывки песчаных пробок, спускать оборудование для ре­монтных и эксплуатационных работ. Естественно, что при таких без резьбовых гибких трубах резко сокращается время спуска и подъема колонн, ликвидируются трудоемкие работы по свинчиванию и развинчиванию резьбовых соединений.

К недостаткам относится громоздкость оборудования для спуска и подъема труб, так как радиус изгиба труб на барабане желательно иметь больший для меньшей остаточной деформации труб. Однако опыты показали возможность достаточного числа циклов пластиче­ской деформации гибких труб без нарушения их работоспособно­сти. В этом случае диаметр барабана агрегата можно сократить до 2—1,8 м. Остальные технологические трудности решаются в про­цессе практического применения гибких труб.

В последнее время широко применяются НКТ, внутренняя по­верхность которых покрыта стеклом, эпоксидными смолами. Ме­нее распространено, но применяется эмалированно труб. Такие по­крытия применяются для защиты от отложения парафина на тру­бах и защиты от коррозии внутренней поверхности труб. Кроме того, они снижают на 20—30 % гидравлические сопротивления потоку.

Покрытие стеклом обладает высокой теплостойкостью и доста­точно прочно при небольших деформациях труб. На поверхности стекла не откладывается парафин. Однако покрытие стеклом имеет ряд недостатков. 

  • Один из них — образование микротрещин в стекле при покрытии им трубы. В результате образуются очаги коррозии металла и местного отложения парафина у трещин. В настоящее время отрабатывается технология покрытия, уменьшающая трещинообразование. 
  • Второй недостаток — разрушение стекла при деформации труб. Причиной этого служат различные модули уп­ругости металла (0,21 • 106 МПа) и стекла (0,057-106 МПа). Вследст­вие этого при растяжении металла труб тонкому слою стекла пе­редаются большие усилия, нарушающие его целостность. Это ска­зывается при больших глубинах подвески труб и при транспорти­ровке их, когда трубы не предохранены от изгиба.

Расчеты показывают, что при наиболее прочных марках стекла допустимые нагрузки на трубы 73 Х 5,5 мм равны примерно 200 кН, Это означает, что длина колонны от верхних остеклованных труб до нижней трубы ограничивается прочностью стеклян­ного покрытия. При спуске на НКТ скважинного центробежного насоса эта длина не должна превышать 1500—1700 м (запас проч­ности 1,3—1,5).

Покрытие труб эпоксидными смолами также хорошо защищает их от отложений парафина. Эпоксидные смолы эластичнее стекла, и при деформации труб смола не трескается. Но она имеет свои недостатки. Температура, при которой можно применять смолы, невысокая — не более 60 °С.

Покрытие труб стеклом и эпоксидной смолой рассматривается как эффективное средство борьбы с отложением парафина. То или иное покрытие необходимо выбирать в зависимости от условий экс­плуатации.

В последние годы расширяется применение эмалированных труб. Они обладают наиболее прочным покрытием (значительно прочнее стекла), высокой температуростойкостью, морозоустойчивостью и гладкой поверхностью, на которой парафин не откладывается. Для защиты НКТ от агрессивных сред трубы покрываются не­сколькими слоями эмали. Технология наложения эмали значительно сложнее технологии покрытия стеклом и эпоксидной смолой.

Общий недостаток покрытий — то, что место муфтового соеди­нения труб остается незащищенным. В этом месте можно устанав­ливать эластичные проставки, перекрывающие незащищенное место, или протекторные кольца, потенциал материала которых таков, что кольца корродируют сами, защищая от коррозии близко расположенные участки трубы. Однако такие меры практикуются редко, так как они имеют крупные недостатки.

Пакеры в нефтянке

 

Условное обозначение пакеров включает:

 буквенную часть, состоящую из обозначения типа пакера (ПВ, ПН, ПД), способа посадки и освобождения пакера (Г, М, ГМ.) и наличия ч коря устройства (буква Я), первая цифра после обозначения типа пакера — число проходов, цифра перед буквами — номер модели; первое число после букв — наружный диаметр пакера мм); второе число — рабочее давление (максимальный пере­пад давлений, воспринимаемый пакером); К2 — конец обозна­чения— сероводородостойкое исполнение. Например: ПН-ЯМ-150-500, ПН-ЯГМ-118-210, 1ПД-ЯГ-136-500, ПД-Г-136-210К2.

Пакер  типа  ПН-ЯМ  предназначен   для   разобщения   пространств эксплуатационной колонны нефтяных и газовых сква­жин и защиты ее от воздействия пласта, состоит из уплотнительного устройства, плашечного механизма и фиксатора типа байонетного замка  (рис.5). На ствол пакера свободно наса­жены конус и уплотнительные манжеты. Плашки входят в пазы плашкодержателя и в пакерах с наружным диаметром  118 и 136 мм (см. рис.6)  прижимаются к конусу за счет усилия пружин плашкодержателя. В остальных пакерах (см. рис. 5) плашкодержатель фиксируется со стволом и цилиндром захвата. Корпус фонаря соединен с замком, имеющим фигурный паз, в котором может перемещаться палец, связанный со ство­лом.  

Посадка  пакера  проводится  путем  приподъема труб  на величину, необходимую для создания на пакер расчетной осевой нагрузки, поворота его на 1,5—2 оборота вправо и затем спуска труб  вниз.  Благодаря трению  башмаков о  стенку эксплуата­ционной  колонны  обеспечивается   неподвижность  корпуса  фо­наря и плашек.  Палец при  повороте скользит по фигурному пазу и опускается вниз совместно со стволом.

В пакере  (см. рис. 6)  при движении ствола конус раздвигает плашки и последние заякориваются на стенке эксплуа­тационной колонны. В пакере (см. рис. 5) ствол совместно с головкой, упором, манжетами, конусом, плашками и плашко-держателем, опускаясь, доходит до упора в цилиндр. При этом захваты заходят в паз а, освобождая ствол, а конус раздвигает плашки в радиальном направлении и заякоривает их. Сжатие манжет и герметизация пакером разобщаемых пространств про­исходит при дальнейшем   опускании   ствола   пакера   за   счет массы колонны подъемных труб.  

Пакер извлекается из скважины  в  результате  подъема  труб.   При  этом   освобождаются манжеты, а ствол своим буртом вытягивает конус из-под пла­шек, которые освобождаются и одновременно приводят корпус плашек с захватами в исходное положение. При подъеме труб и повороте их влево на 1,5—2 оборота палец на стволе автоматически входит в фигурный паз замка, благодаря чему пакер может  быть   посажен   повторно  без  извлечения   из   скважины.

 




рис.5                                                                         


рис.6

 Пакер ПН-ЯГМ (рис.6) 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 а и 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.

 

Пакеры 1ПД-ЯГ и 2ПД-ЯГ (рис.7) предназначены для разобщения пространств эксплуатационной колонны труб и за= щиты ее от воздействия пласта в нефтяных и газовых скважи­нах, состоят из верхнего и нижнего якорных устройств, уплотнения, гидроцилиндра и фиксатора. Посадка пакера осуществля­ется путем создания давления в колонне подъемных труб, при­чем предварительно проход пакера перекрывается шариком, сбрасываемым на седло (см. рис. 7 с, в) или в конус в (см. рис.7 б). Под действием давления в трубах плашки верх­него якоря выдвигаются наружу, заякориваясь на стенке экс­плуатационной колонны.

👉В пакере 1ПД-ЯГ (см. рис.7, а) жидкость через отверстие б поступает под золотник, сдвигает его вниз, срезая винты, и позволяет захвату выйти из зацепления с поршнем. Поршень через толкатель сжимает манжеты, создавая уплотнение со стенкой эксплуатационной колонны. Одновременно золотник выдвигает конус в плашки, заставляя их внедриться в эксплуатационную колонну и заякориться на ней. Совместно с конусом двигается вниз цилиндра и шлипсы, зацепляясь с насечками толкателя, фиксируют манжеты и плашки в рабочем положе­нии. Пакер освобождается при натяге и подъеме колонны труб, в результате чего срезаются винты и ствол освобождается от плашкодержателя. Дальнейшее движение ствола вверх осво­бождает манжеты от сжатия. При этом ствол, упираясь в пор­шень, доводит его до упора в цилиндр, который, в свою очередь, вытягивает конус из-под плашек и освобождает их. Проходное отверстие пакера открывается при повышении давления в тру­бах и срезе винтов. В пакере (см. рис.7 б) пластовый агент под давлением через отверстие б в стволе попадает в цилиндр. После среза винтов цилиндр с плашкодержатслем поднимается вверх и плашки натягиваются на конус, одновременно сжимая манжету. Происходит заякоривание нижних плашек и уплотнение пакера в эксплуатационной колонне труб. Обратному перемещению плашек препятствуют шлипсы, переместившиеся вместе с ко­нусом вверх по втулке фиксатора. Пакер освобождается при подъеме колонны труб после среза винтов, при этом бурт ствола упирается в конус и вытягивает его из-под плашек.

Особенность пакера 2ПД-ЯГ (см. рис.7, в) —постоянное заякоривающее усилие на плашки верхнего якоря благодаря сообщению полости под плашками с подпакерной зоной через отверстие а. При посадке пакера пластовый агент под давлением из полости труб через отверстие б поступает. Под золотник и конус   Золотник перемещается вверх, срезает винты и осво­бождает  поршень  и   конус от   захвата.    Конус,   уплотненный в цилиндре кольцами, под действием давления входит в плашки, заставляя раздвигаться и заякориться на стенке эксплуатацион­ной    колонны.    Одновременно поршень совместно с золотни­ком   и  толкателем   перемеща­ется   вверх   и   сжимает   ман­жеты. 

👉При этом   шлипсы, за­цепляясь с насечками   толка­теля,   фиксируют   манжеты   и плашки в рабочем положении. Пакер      освобождается     при подъеме   колонны   подъемных труб,     после    среза     винтов. Ствол   совместно   с   корпусом якоря поднимается и освобож­дает манжеты,  а бурт толка­теля тянет вверх цилиндр, ко­торый выводит конус из пла­шек, освобождая их. Плашки верхнего    якоря     освобожда­ются    после   разгерметизации манжет и выравнивания   дав­ления на плашки.


 

рис.7

 Пакер  ЗПД-ЯГ    (рис. 8) предназначен для разобщения пространств      эксплуатацион­ной   колонны   труб и защиты ее     от    воздействия     пласта в нефтяных и газовых скважи­нах.   

Состоит   из   верхнего   и нижнего  заякоривающих   уст­ройств и гидроцилиндров, уплотнительного    и     фиксирую­щих   устройств.   Посадка   па­кера   осуществляется   при по­даче   в   колонну   подъемных труб жидкости под давлением.

 


 рис.8

  

👀👉Предварительно на  седло сбрасывается шарик. Давление в полости б нижнего гидроци­линдра перемещает поршень, который через плашкодержатель заставляет плашки натянуться на конус и, раздвигаясь радиально, заякориться за стенку эксплуатационной колонны. 

  1. При возрастании давления срезаются винты, и шток, пере­мещаясь вниз со стволом, сжимает манжеты между муфтой и конусом, герметизируя пространство между пакером и стенкой эксплуатационной колонны. 
  2. Шлипсы, перемещаясь по насечкам штока при движении его вниз, фиксируют его от возврата. При дальнейшем увеличении давления жидкость через от­верстие а попадает в цилиндр. 
  3. Срезаются винты, и цилиндр пе­ремещает вниз плашкодержатель и плашки, которые натягива­ются на конус и заякориваются на эксплуатационной колонне. При этом срезаются винты, плашкодержатель освобождается от цилиндра и фиксируется шлипсами на стволе. 
  4. Нижние и верхние плашки в заякоренном положении будут препятство­вать перемещению пакера как вверх, так и вниз. Проходное отверстие пакера открывается после среза винтов. 
  5. Распакеровка осуществляется при подъеме труб после предварительного отвинчивания верхней части пакера в муфте и среза винтов. 
  6. После среза штифта верхний ствол перемещается вверх и доводит втулку до плашкодержателя, последний стягивает плашки с ко­нуса, освобождая их. 
  7. Затем бурт тянет вверх корпус и муфту, освобождая манжеты. Одновременно при движении нижнего! ствола вверх бурт ствола доходит до нижнего конуса и вытягивает его из плашек, освобождая их. 

  • Пакер ПД-ЯГМ состоит из верхнего и нижнего  заякоривающих  устройств,  уплотняющего   и   клапанного устройств   и   гидропривода.   
  • Пакер   спускается   в  скважину  на подъемных трубах, на седло сбрасывается шарик, и создается! давление, под действием которого плашки раздвигаются радиально и заякориваются на стенке эксплуатационной колонны. 
  • Жидкость, попадая через отверстие б под поршень, перемещает его вверх, в результате чего срезаются винты и освобождается захват, а конус, перемещаясь вниз, раздвигает плашки и заякоривает их. Одновременно происходит сжатие манжет. 
  • Герметичность   разобщения   обеспечивается   осевой   нагрузкой,  создаваемой  массой труб,  под действием  которой  срезаются винты, и ствол, двигаясь совместно с втулкой вниз, дополнительно сжимает манжеты. 
  • Фиксация рабочих положений! плашек и манжет обеспечивается шлидпсами, препятствующими! обратному перемещению поршня и плашек. Проходное отверстие пакера освобождается после среза винтов. 

В пакере предусмотрен клапан для промывки надпакерной зоны перед извлече­нием его из скважины. При натяге колонны труб шток, пере­мещаясь вверх, открывает отверстие а, через которое трубное пространство сообщается с затрубным. После промывки сбрасывается давление в трубах, в результате чего освобождаются плашки. При дальнейшем натяге колонны труб срезаются винты и освобождаются плашки и манжеты. Пакер можно оставить в скважине без подъемных труб, так как благодаря заякориванию плашек пакер выдерживает давление как снизу, так и сверху. Для этого винты перед спуском пакера снимаются и колонну подъемных труб можно освободить после среза винтов. В этом случае пакер можно поднять после захватывания его труболовкой. 

Пакеры ПД-Г и 1ПД-Г предназначены для гер­метизации разобщаемых пространств эксплуатационной ко­лонны нагнетательных скважин. Пакер ПД-Г состоит из уплотнительного рукава и ствола, к верхней части которого присоединяется переводник с патрубком. На перевод­нике установлены поршень и головка, связанная с рукавом. Между патрубками и переводником установлено седло для ша­рика, служащего для опрессовки подъемных труб. 

При подаче давления в центральный канал жидкость попадает под рукав через отверстие в, раздувает его и прижимает к стенке экс­плуатационной колонны, разобщая затрубное пространство. Манжета выполняет роль обратного клапана и служит для со­хранения давления в подрукавной полости. Минимальное избы­точное давление, необходимое для срабатывания пакера, со­ставляет 1,5 МПа. Для освобождения пакера в затрубном про­странстве создается давление. 

Поршень перемещается вниз и сообщает подрукавную полость с внутритрубным пространством через отверстия а и б, когда расточка поршня окажется у от­верстия б. В пакере 1ПД-Г из-за разности площадей поршня и головки, подверженных действию давления, поршень перемещается вниз. 

Когда кольца головки попадут в расточку поршня, подрукавная полость через отверстия аив соединя­ется с полостью труб, разряжается и рукав принимает первона­чальное положение. Повторная посадка пакера возможна без извлечения его из скважины при создании давления в трубах, под действием которого поршень перемещается вверх в перво­начальное положение.

 

 

 

 

Ищи здесь, есть все, ну или почти все