Рис. 8.16. Устьевая арматура АП-65-150
Головка колонная сальниковая предназначена для оборудования устья нагнетатель-ных многоколонных скважин. Эти головки имеют уплотнительные устройства, обеспечивающие компенсацию тепловых удлинений эксплуатационной и технической колонн. В качестве технической колонны может выступать промежуточная колонна или кондуктор. Головка колонная сальниковая (рис. 8.17) с помощью резьбового соединения крепится к переводнику 9 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.
К верхнему фланцу корпуса головки 8 крепится корпус сальника 3, в котором размещены две набивки. Подобная двухрядная конструкция сальника позволяет заменять основную набивку без разборки головки и разгерметизации внутренней полости.
Сальниковая набивка 4 верхнего уплотнения сжимается грундбуксой 2 и шпильками 1, нижнего уплотнения – грундбуксой 5, перемещение которой осуществляется радиально расположенными запорными болтами 6, упирающимися конусными поверхностями в грундбуксу 5. Уплотнение запорных болтов 6 обеспечивается уплотнениями из сальниковой набивки, грундбуксы и нажимной гайки 7.
В процессе эксплуатации под нагрузкой работает верхнее уплотнение, а нижнее включается только на период замены набивки верхнего.
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
145
и блока. В верхней части корпуса установлен узел сальника, а нижняя часть имеет фланец, с помощью которого он присоединяется к фланцу задвижки устьевой арматуры. Через лубрикатор пропущена проволока, один конец которой, перекинутый через блок, наматывается на барабан лебедки, а к другому концу крепится глубинный прибор.
Рис. 8.17. Головка колонная сальниковая ГКС-40
Перед проведением исследования прибор, прикрепленный к проволоке, закладывается в корпус лубрикатора, после чего он монтируется на устьевой арматуре.
Перед спуском прибора открывают кран, и давление из корпуса по трубе передается в бачок с маслом, которое вытесняется в узел сальника. Затем открывают задвижку устьевой арматуры и, сматывая проволоку с барабана лебедки, опускают прибор в скважину.
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. 8.18) 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.
146
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.
Рис. 8.18. 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.
Компенсаторы теплового расширения НКТ могут быть конструктивно объединены с пакером либо устанавливаться отдельно. Телескопическое устройство представляет конструкцию штока, соединенного с головкой, и сальникового узла, манжеты которого
147
изготовляются из прорезиненной асбестовой ткани. Регулирование давления прижима манжет осуществляется ввинчиванием нажимной втулки.
Телескопическое устройство обеспечивает осевое перемещение головки относительно патрубка при сохранении герметичности внутренней полости НКТ [1, 5].
8.9. Оборудование для подготовки воды и ее подогрева
Использование для воздействия на пласт установок подготовки воды и подогрева в блочном исполнении позволяет сократить расходы и сроки обустройства месторождения.
Парогенераторная установка ППГУ-4/120М (рис. 8.19) предназначена для получения 4 т/ч влажного пара при давлении до 12 МПа. Установка состоит из двух блоков, которые могут перевозиться по железной дороге или на специальном шасси.
Схема установки включает в себя емкость исходной воды 1, сетевой насос 2, водоподогреватель 3, блок водоподготовки 4, емкость умягченной воды 5, насосы 6, 10, деаэратор 7, охладитель 8, бустерный насос 9, парогенератор 11, дроссельный вентиль 12, подогреватель воздуха 13, вентилятор 14, топливный насос 15, подогреватели топлива 16, 17.
Установка работает следующим образом: из емкости 1 (или промыслового водопровода) вода сетевым насосом 2 закачивается в водоподогреватель 3, где нагревается паром низкого давления до температуры 25–30 °С. Водоподогреватель снабжен автоматическим регулятором, обеспечивающим максимальную температуру выходящей из него воды не более 35 °С.
Из водоподогревателя вода поступает в блок водоподготовки 4, где умягчается и очищается от механических примесей. Далее насосом 6 вода подается через охладитель 8 в деаэратор 7, где, нагреваясь до 170 °С, освобождается от растворенных газов. Выходя из деаэратора, вода в охладителе 8 отдает часть тепла воде, поступающей в деаэратор, и бустерным насосом 9 подается на прием питательного насоса 10, которым под давлением 15,5 МПа нагнетается в парогенератор. Пароводяная смесь, образующаяся в парогенераторе, через влагомер поступает в скважину. Часть пароводяной смеси через дроссель 12 подается в водоподогреватель 3, деаэратор 7, а также используется для подогрева топлива и воздуха.
Рис. 8.19. Схема парогенераторной установки ППГУ-4/120 м
148
В качестве топлива используется сырая нефть, которая подогревается в баке 16 до температуры 50–60 °С, откуда через подогреватель топлива направляется в форсунку. Для использования нефти с высоким содержанием серы в схеме предусмотрен деаэратор.
Парогенератор установки представляет собой цилиндр, внутри которого расположены горелочное устройство и система труб. Продукты сгорания, пройдя топочную камеру, поступают в парогенератор, где отдают свое тепло воде, движущейся по спиральному трубопроводу.
Топливная система включает в себя камеру сгорания, основную и запальную горелки. Камера сгорания имеет форму цилиндра, с одной стороны которого установлена газомазутная горелка, состоящая из лопаточного завихрителя с неподвижными плоскими лопатками и периферийной газовой части с отверстиями. В зависимости от типа топлива изменяются диаметр и число отверстий.
Используемая форсунка – паромеханическая, со специальным завихрителем. Распыление топлива осуществляется паром, подводимым к стволу форсунки под давлением 1,96 МПа, распыливающий пар – 0,15 МПа.
Для работы в дежурном режиме и обеспечения поджига основной горелки применяется запальная горелка, которая состоит из механической форсунки и запальных электродов.
Длительная и экономичная работа парогенератора может быть обеспечена только в случае предотвращения образования слоя накипи на стенках нагревателей. Появление этого слоя приводит к тому, что резко снижается коэффициент теплопередачи, что ведет к перерасходу топлива и перегреву стенок. Отрицательно влияют на долговечность парогенератора растворенные в воде газы (кислород и углекислота), вызывающие его коррозию, интенсивность образования накипи определяется жесткостью воды – параметром, характеризующим содержание в ней растворенных солей.
Парогенераторы производительностью более 0,7 т/ч должны быть оборудованы установками для докотловой обработки воды. Для этой цели используют специальные блочные передвижные водоподогревательные установки (ВПУ).
Один из вариантов технологической схемы ВПУ следующий. Вода из бака сырой воды центробежным насосом прокачивается последовательно через осветлительный фильтр и катионитовые фильтры первой и второй ступени. Умягченная и осветленная вода по выходе из второй ступени направляется в бак умягченной воды, откуда насосом подается в деаэратор. Уровень воды в нем поддерживается автоматически на заданном уровне, а ее избыток возвращается в бак. Если получаемая сырая вода не нуждается в осветлении, то осветлительный фильтр может быть выключен. Периодически фильтры первой и второй ступеней переключают на регенерацию. В это время питание парогенератора осуществляется за счет запаса в баке умягченной воды.
Регенерация фильтров осуществляется промывкой их раствором поваренной соли, после чего фильтры отмывают потоком осветленной воды и включают в работу [15].
8.10. Оборудование для прогрева ствола скважин
Для прогрева ствола скважины и фильтровой зоны пласта используются паровые передвижные установки и электрические нагреватели.
В качестве источника пара могут использоваться установки ППУ-3. Установка ППУ-ЗМ (рис. 8.20) смонтирована в кузове 2 на шасси автомобиля КрАЗ-257 и включает в себя цистерну с водой 1, парогенератор 3, питательный насос 6 с приводной группой 5, установленные на раме 4, которая с помощью хомутов крепится к раме автомобиля.
149
При работе установки предварительно подогретая вода подается питательным насосом 6 в парогенератор 3, где превращается в пар требуемой температуры. Парогенератор прямоточного типа, источником тепла является дизельное топливо.
Для защиты системы в случае остановки питательного насоса, его неисправности и т.п. перед парогенератором предусмотрены обратный клапан и вентиль. На выходе парогенератора имеются сепаратор и предохранительный клапан.
Эксплуатация агрегата требует строгого контроля жесткости применяемой воды, использования фильтров, снижающих ее жесткость, а также профилактического контроля толщины слоя накипи и удаления ее.
При использовании электроэнергии для нагрева призабойной зоны в соответствующем интервале глубин в скважину опускается электронагреватель. Он представляет собой герметичный кожух, внутри которого установлены трубчатые электронагревательные элементы. Для улучшения теплопередачи внутренняя полость корпуса заполнена окисью магния. Мощность нагревателей составляет 10,5; 21 или 25 кВт. Монтируют нагреватель в скважине с помощью кабеля-троса, имеющего три силовые и три сигнальные жилы. Наружная часть кабеля имеет оплетку из стальной оцинкованной проволоки. Глубинные нагреватели с прямыми теплоэлектронагревателями ТЭН представляют собой цилиндр диаметром 140 мм и длиной 3000 мм. Они состоят из головной части, хвостика, нагревательных элементов и кожуха.
Рис. 8.20. Паровая передвижная установка ППУ-3М
Нагреватели с U-образными ТЭН имеют диаметр 130 мм и длину 2600 мм, состоят из двух частей – корпуса головки и нагревателей с кожухом. В нижней части предусмотрена установка глубинного термометра.
Для обеспечения работы внутрискважинного нагревателя на поверхности в непосредственной близости от скважины устанавливаются повышающий трансформатор и станция управления. Последняя обеспечивает контроль режима работы нагревателя, защиту оборудования при коротком замыкании или обрыве одной из фаз. Трансформатор и станция управления используются от установок ЭЦН соответствующей мощности.
Оборудование для подогрева транспортируется на автомобиле с прицепом. На последнем установлены станция управления и автотрансформатор, а на шасси смонтирована лебедка для спуска нагревателя в скважину [7].
8.11. Оборудование для электрического прогрева скважины
Прогрев призабойной зоны пласта электронагревателями или огневыми нагревателями проводится на скважинах периодически в основном для расплавления парафино-смолистых соединений и увеличения проницаемости призабойной зоны.
150