Извлечение - пакер
Cтраница 3
Рассмотрены наиболее часто встречающиеся прихваты труб и инструмента, причины их возникновения. Особое внимание уделено определению местоположения прихватов, отделению неприхваченной части колонны, обуриванию и освобождению прихваченной части, удалению металлических осколков из скважины, извлечению прихваченных пакеров и деформированных насосно-компрессорных труб. Приведены конструкции и рассмотрена работа ловильных и аварийных инструментов. [31]
Пакер извлекают следующим образом. При подъеме колонны насосно-ком-прессорных труб ( при разном давлении на пакер сверху и снизу) штифты срезаются и отцепляют пакер. Наличие большого байпасного канала облегчает извлечение пакера из скважины, а сжимающиеся уплотнения уменьшают застревание и эффект поршневания при подъеме. [32]
Управляемый с поверхности предохранительный клапан-отсекатель срабатывает при разгерметизации устья скважины или пожаре на скважине. Схема является наиболее совершенной, позволяет осуществлять комплекс работ посредством канатной техники без подъема НКТ и применяется в скважинах, где в процессе эксплуатации возможно изменение длины НКТ, возникающее при изменении скважинной температуры. Эта схема компоновки позволяет проводить смену лифтовых труб при износе без срыва и извлечения пакера в скважинах. Разъединитель колонны, используемый для отсоединения НКТ от пакера, приводится в действие с помощью инструмента, спускаемого на проволоке. [33]
 |
Устройство для промывки скважины и опрессовки насосно-компрессорных труб. [34] |
На практике обрыв насосно-компрессорных труб происходит непосредственно у пакера. Для ликвидации аварии такого рода применяют комплект инструментов для ловли насосно-компрессорных труб и чаще всего внутренние труболовки. Опыт показывает, что при этом стержень труболовки может не выдержать нагрузки, необходимой для извлечения пакера. Шлипсы, срезая упоры на стержне, выходят из зацепления с па-кером, поэтому извлечь его не удается. [35]
Технология герметизации затрубного пространства скважины с использованием полиуретановой композиции состоит в закачке расчетного объема состава через разделительные ( буферные) пачки безводных углеводородов по затрубному пространству или колонне НКТ в заданный интервал с обеспечением формирования герметизирующего элемента. Формирование ( отверждение) полимерного пакера должно происходить между жидкостями, из которых плотность нижней - больше, а верхней - меньше плотности полимерного состава. При этом полимерный пакер при опытных работах выдерживает перепад в 10 - 12 МПа. Извлечение полимерного пакера производится путем подъема колонны НКТ при страгивающей нагрузке 5 - 6 т с последующей проработкой интервала установки пакера. [36]
Добычу газа из двух, трех и более пластов фонтанным способом осуществляют установками с параллельными рядами НКТ. В установках УГП ( установки газовые с параллельными рядами НКТ) в коррозионно-стойком исполнении предусмотрена возможность заполнения за-трубного пространства ингибиторами коррозии и ингибиторами гидратообразова-ния, к-рые подают в полость НКТ через ингибиторный клапан. Для освоения скважины и промывки пробок используют циркуляционные клапаны. Независимое извлечение пакеров обеспечивается разъединителем колонн. [37]
Поинтервальную опрессовку эксплуатационной колонны ведут сверху вниз, закачивая жидкость в кольцевое пространство между обсадными и насосно-компрессорными трубами. Под действием избыточного давления, создаваемого над паке-ром, резиновая манжета 1, расширяясь, изолирует кольцевое пространство в колонне. Место дефекта в эксплуатационной колонне обнаруживается по падению давления или уровня в кольцевом пространстве скважины. Для извлечения пакера из скважины в колонну насосно-компрессорных труб бросают шар 5 и закачивают жидкость. Шар садится на седло заглушки 6, а жидкость, протекая через отверстия в нижней части патрубка 7, давит на поршень снизу. Кожух 8 и поршень поднимаются вверх. При этом кожух надевается на манжету 1, предохраняя ее от истирания при подъеме пакера. Ход поршня 8 вверх прекращается, когда нижняя уплот-нительная манжета поднимется выше отверстий в верхней части цилиндра и давление в трубах упадет. При полном подъеме поршня срабатывает стопорное устройство 3, благодаря чему предотвращается произвольное освобождение резиновой манжеты 1 при подъеме пакера. [38]
После промывки приступают к освобождению пакера. Для облегчения освобождения нижних плашек пакера необходимо нанести несколько ударов с помощью ясса. После освобождения пакера расхаживают инструмент и при отсутствии затяжек и посадок поднимают компоновку из скважины. При невозможности извлечения пакера из скважины отсоединяют ловильный инструмент по следующей схеме. К инструменту прикладывается направленное вверх усилие. Затем с приложением легкой правосторонней скручивающей нагрузки на колонну осаживают ее на 100 - 150 мм ( 4 - 6) вниз, а затем поднимают. При этом клиновыи захват пики выполнит по направляющей движение в виде буквы Y и может в новом положении проходить через пакер вверх. При повторном вводе в пакер клиновой захват труболовки снова устанавливается в закрытое положение. Сохраняя направленное вверх усилие, инструмент поворачивают вправо на 8 - 12 оборотов в месте установки пакера. [39]
Страницы: 1 2 3