2584

Комплекс оборудования для испытания скважин в процессе бурения с разработкой и исследованием работы разбуриваемого пакера (Магистерская работа 12А1)-Дипломная работа-Оборудование для бурения нефтяных и газовых скважин

ID: 189421
Дата закачки: 02 Марта 2018
Продавец: lelya.nakonechnyy.92@mail.ru (Напишите, если есть вопросы)
    Посмотреть другие работы этого продавца

Тип работы: Диплом и связанное с ним
Форматы файлов: AutoCAD (DWG/DXF), КОМПАС, Microsoft Word

Описание:
Комплекс оборудования для испытания скважин в процессе бурения с разработкой и исследованием работы разбуриваемого пакера (Магистерская работа 12А1)-Дипломная работа-Оборудование для бурения нефтяных и газовых скважин-Текст пояснительной записки выполнен на Украинском языке вы можете легко его перевести на русский язык через Яндекс Переводчик ссылка на него https://translate.yandex.ru/?lang=uk-ru или с помощью любой другой программы для перевода
В данной магистерской работе предусмотрена разработка розбурюваного пакера, технический результат достигается улучшением надежности перекрытия позатрубного пространства. Модернизированный пакер содержит ствол с разжимным конусом, корпус с металлическим уплотнителя элементом, снабженным наружным и внутренним кольцами, якорь, фиксатор, механизм посадки. Ствол дополнительно снабжен посадочным конусом, что связан через удлинитель, снабженный кольцом, с муфтой. Переходник в осевом канале удлинителя снабжен продольными окнами в торцевой части и гильзой, образующей подвижное соединение со стволом. Якорь выполнен в виде стопоров, установленных в окнах корпуса с возможностью взаимодействия с посадочным конусом ствола. Фиксатор выполнен в виде разрезных стопорных колец, установленных в кольцевых розточеннях корпуса и обращенных в сторону соответствующих проточек на стволе. Механизм посадки выполнен в виде разжимного конуса на нижнем конце ствола с подпружиненными сухарями, установленными на внутреннем кольцевом выступе элемента уплотнителя. Корпус снабжен пружинным центратором, охватывающим удлинитель с кольцом с возможностью образования с ним телескопического соединения, а осевой канал ствола связан с полостью скважины радиальными каналами и снабжен обратным клапаном.
В моей магистерской работе принимаем конструкцию розбурюваного пакера (рисунок 4.1) за прототип.
Пакер розбурюваний содержит муфту, соединенную со штангой с радиально расположенными окнами, в которых вставлены сухари. Сухари под действием ленточных пружин прижаты к стенкам штока, на наружной поверхности которого находится зубчатая насечка. С целью предупреждения проворачивания сухарей вокруг своей оси, они оснащены прямоугольным пазом, в который входят концы пружины, которые закреплены на штанге винтами.

Рисунок 4.1 – Розбурюваний пакер
1 – муфта; 2 – штанга; 3 – шток; 4 – кожух;5 – сухарь; 6 – пружина;
7 – пластина; 8 – винт; 9 – патрубок; 10 – резиновый элемент; 11 – опора верхняя; 12 – резиновый элемент; 13 – опора нижняя; 14 – переходник;
15 – переходник нижний; 16 – уплотнительное кольцо

На шток надеты пакеруючі резиновые элементы с промежуточной опорой, на шток в нижней его части нагвинчений переходник с опорой верхней.
В компоновке испытательного оборудования пакер спускается в скважину в положении его элементов, как показано на рисунке 4.1. При этом гидростатическое давление в скважине, действуя на внешние и внутренние торцевые поверхности сухарей, обеспечивает им состояние гидравлической равновесия. При достижении забоя скважины колонну бурильных труб разгружают для осуществления пакерування резинового элемента. При этом открывается приемный клапан испытателя пластов, в результате чего підпакерний пространство сообщается с полостью бурильных труб и давление под пакером резко снижается до величины внутрішньотрубного давления, создавая тем самым давление на пласт. Этот же перепад давления действует и на сухари, со стороны затрубного пространства. Сухари, перемещаясь к центру, мгновенно захватывают шток по кольцевым выступлениях, фиксируя его относительно штанги, благодаря чему становится невозможной передача давящей нагрузки на резиновые элементы пакера. Такое положение сохраняется в течение всего времени действия перепада давления. Следует подчеркнуть, что после защемления штока в штанге передача сжимающей нагрузки через металлическую головку пакера на резиновый элемент прекращается, однако кольцевой зазор между головкой пакеруючого элемента и стенкой скважины остается под действием перпаду давления, создавая дополнительную осевую нагрузку на пакеруючий резиновый элемент. Это нагрузка значительно меньше переданного на резиновый пакеруючий элемент сжимающей нагрузки. Оно необходимо для герметизации кольцевого зазора с целью исключения просачивания жидкости в підпакерну зону (так называемый эффект доущільнення). При снятии пакера с места его установки за счет осевой силы, направленной вверх, и скоса выступлений, сухари перемещаются в исходное положение, штанга свободно перемещается вверх до упора в утолщенную часть штока, пакер принимает транспортное положение, снимается с места его установки и поднимается на поверхность. В случае аварийной ситуации - прихоплення испытательного инструмента, когда натяжением бурильной колонны не удается снять пакер, вращением инструмента вправо отворачивают шток в месте соединение его с верхней півопорою с помощью левой резьбы и поднимают испытательный инструмент на поверхность.

Рисунок 4.2 – Конструкция механического пакера в исходном (транспортном) положении
1 – корпус; 2 – переходник; 3 – уплотняющий элемент; 4 – ствол; 5 – клапан;
6 – стопор; 7 – сухарь; 8 – подшипник; 9 – удлинитель; 10 – муфта; 11 – центратор; 12 – срезной элемент; 13 – кольцо; 14 – переходник; 15 – гильза;
16 – розділююча шайба; 17 – стопорное кольцо; 18 – фиксатор;
19 – уплотнительная манжета; 20 – уплотнительное кольцо


Рисунок 4.3 – Конструкция механического пакера в положении подготовки к посадки (стопоры в контакте с внутренней поверхностью обсадной колонны)
1 – корпус; 2 – переходник; 3 – уплотняющий элемент; 4 – ствол; 5 – клапан;
6 – стопор; 7 – сухарь; 8 – подшипник; 9 – удлинитель; 10 – муфта; 11 – центратор; 12 – срезной элемент; 13 – кольцо; 14 – переходник; 15 – гильза;
16 – розділююча шайба; 17 – стопорное кольцо; 18 – фиксатор;
19 – уплотнительная манжета; 20 – уплотнительное кольцо

Рисунок 4.4 – Конструкция механического пакера в положении подготовки к посадки (стопоры введены в стык труб муфтового соединения обсадной колонны)
1 – корпус; 2 – переходник; 3 – уплотняющий элемент; 4 – ствол; 5 – клапан;
6 – стопор; 7 – сухарь; 8 – подшипник; 9 – удлинитель; 10 – муфта; 11 – центратор; 12 – срезной элемент; 13 – кольцо; 14 – переходник; 15 – гильза;
16 – розділююча шайба; 17 – стопорное кольцо; 18 – фиксатор;
19 – уплотнительная манжета; 20 – уплотнительное кольцо


Рисунок 4.5 – Конструкция механического пакера в положении
посадки-деформации металлического уплотнителя
1 – корпус; 2 – переходник; 3 – уплотняющий элемент; 4 – ствол; 5 – клапан;
6 – стопор; 7 – сухарь; 8 – подшипник; 9 – удлинитель; 10 – муфта; 11 – центратор; 12 – срезной элемент; 13 – кольцо; 14 – переходник; 15 – гильза;
16 – розділююча шайба; 17 – стопорное кольцо; 18 – фиксатор;
19 – уплотнительная манжета; 20 – уплотнительное кольцо

Рисунок 4.6 – Конструкция механического пакера во время окончания продавки изолирующего раствора (момент посадки верхней цементной пробки)
1 – корпус; 2 – переходник; 3 – уплотняющий элемент; 4 – ствол; 5 – клапан;
6 – стопор; 7 – сухарь; 8 – подшипник; 9 – удлинитель; 10 – муфта; 11 – центратор; 12 – срезной элемент; 13 – кольцо; 14 – переходник; 15 – гильза;
16 – розділююча шайба; 17 – стопорное кольцо; 18 – фиксатор;
19 – уплотнительная манжета; 20 – уплотнительное кольцо
Недостатки конструкции пакера: при необходимости иметь достаточно большие размеры осевого канала ствола пакера, сопоставимого с размерами осевого канала труб лифтовой колонны, при малом диаметре обсадной колонны, сложно разместить конструктивные элементы пакера, в частности, розтискуючий конус для посадки якоря, чтобы создать достаточное усилие для обеспечения внедрения зубьев якоря в стенку обсадной колонны. Для обеспечения посадки уплотнителя в этом случае необходимо также резко увеличить давление рабочей жидкости. Но после посадки пакера и освобождения осевого канала от седла с шаром необходимо создать более высокое давление для среза тарированных штифтов, что приводит к возникновению достаточно большого гидравлического удара и его негативного влияния на конструкцию пакера, в частности, на уплотнительный элемент, который теряет свою герметичность даже при незначительном его перемещении относительно стенки обсадной колонны.
Механический пакер состоит из корпуса 1, связанного через переходник 2 с уплотнительным элементом 3, выполненным в виде тонкостенной металлической оболочки. В осевом канале корпуса 1 установлен ствол 5, снабженный разжимным конусом, который на нижнем конце переходит в кольцевой выступ, и обратным клапаном 8 в осевом канале, выполнен ступенчатым. На внешней стороне ствола 5 выполнены насечки с расчетным шагом и цилиндрическая проточка с посадочным конусом. Корпус 1 снабжен радиальными окнами, в которых установлены стопоры 6, что входят внутрь цилиндрической проточки ствола 5. Уплотнительный элемент 3 снабжен сухарями 7, которые охватывают ствол 5, осевой канал которого гидравлически связан радиальными каналами с полостью скважины. Ствол 5 снабжен подшипником 8, который соединен через удлинитель 9 и муфту 10 с ліфтовою колонной труб.
На внешней стороне корпуса 1 установлен пружинный центратор 11, на нем зафиксированы срезанные элементы 12. Продолжатель 9 снабжен кольцом 13, что создает с корпусом пружинного центратору 11 телескопическое соединение. В осевом канале удлинителя 9 установлен переходник 14, снабжен гильзой 15 с опорным выступом, который входит внутрь расточки в стволе 5 и опирается на торец подшипника 8. На верхнем конце переходника 14 выполнены продольные окна для связи осевого канала ствола 4 с кольцевым зазором между удлинителем 9 и переходником 14. Переходник 2 корпуса 1 содержит разделительные шайбы 16, между которыми установлены пружинные стопорные кольца 17 со скосами, обращенными к стволу 4. Ориентацию стопоров 6 относительно посадочного конуса на стволе выполняется за счет фиксаторов 18, установленных в отверстиях корпуса 1 и входят в продольные пазы стопоров 6.
Кольцевой пространство между стволом 4 и корпусом 1 перекрыт уплотнительными манжетами 19. Кольцевой зазор между гильзой 15 и стволом 4 перекрыт уплотнительным кольцом 20.
Работа розбурюваного механического пакера.
Буровая колонна труб присоединяется к муфте 10, и устройство опускается в скважину на заданную глубину. Пружинный центратор 11 при спуске находится в постоянном контакте с внутренней поверхностью обсадной колонны.
Правым вращением лифтовой колонны труб, которое сообщается подовжувачу 9, осуществляют его выкручивания из корпуса 1 с контролем числа оборотов. Натяжением бурильной колонны, который передается через подшипник 8 стволу 4, осуществляют его перемещение относительно корпуса 1 до упора посадочным конусом в соответствующие скосы стопоров 6 с их перемещением в радиальных окнах корпуса 1 до контакта с внутренней поверхностью обсадной колонны. Последующим натяжением вверх всей компоновки доказывают стопоры 6 до места расположения ближайшего стыка труб муфтового соединения обсадной колонны и вводят внутрь между торцами труб. При этом стопоры 6 выводятся за пределы корпуса 1, а ствол 4 занимает положение, при котором проточка располагается над стопорами 6. В этом положении элементов конструкции осуществляется фиксация механического пакера в стыке труб.
Последующим натяжением ствола 4 приводят розтискний конус во взаимодействие с соответствующим конусом сухарей 7 и осуществляют их перемещение в радиальном направлении. При этом радиальное усилие передается ущільнюючому элемента 3, который пластически деформируется и увеличивает свой диаметр до диаметра, равного внутреннему диаметру обсадной колонны с образованием с ней герметичного соединения. Насечки на внешней поверхности ствола 4 находятся на уровне расположения стопорных колец 17 в переходнике 2, что приводит к их введение в насечки и фиксации ствола 4 относительно корпуса 1. Радиальные каналы располагаются между уплотнительными манжетами 19, что приводит к прекращению гидравлической связи осевого канала ствола 4 от полости скважины после посадки пакера. В таком положении в осевой канал лифтовой колонны труб осуществляют установку разделительной пробки (на чертежах не показано), затем в осевой канал лифтовой колонны труб подают расчетный объем изолирующего состава и сбрасывают продавочну пробку. Подают под давлением рабочую жидкость и перемещают продавочну пробку вниз. При перемещении разделительной пробки по осевого канала лифтовой колонны буферная жидкость через обратный клапан 5 выходит в підпакерну полость и далее в пласт. Разделительная пробка под избыточным давлением перемещается вниз и входит в осевой канал переходника 14. Расчетным избыточным давлением открывают канал в разделительной пробке и осуществляют закачку изолирующего состава в підпакерну зону. Контроль окончания процесса закачки - по скачку давления на устье при посадке продавочной пробки на разделительную пробку. Сбрасывают давление в лифтовой колонне труб. Избыточным давлением в підпакерній зоне обратный клапан 5 вводится в ступенчатую расточку осевого канала ствола 4 и изолирует підпакерну зону от надпакерної.
Правым вращением лифтовой колонны труб, которые передаются через удлинитель 9 на подшипник 8, выводят его из взаимодействия со стволом 4. Натяжением лифтовой колонны осуществляют перемещение удлинителя 9 с кольцом 13 относительно пружинного центратору 11. Подшипник 8 взаимодействует с опорным выступом гильзы 15 и выводит ее из взаимодействия со стволом 4. В этом положении образуется гидродинамический связь осевого канала лифтовой колонны труб через продольные окна в торце переходника 14 и кольцевом зазоре между ним и удлинителем 9 из затрубного пространства скважины для обеспечения утечки рабочей жидкости из лифтовой колонны труб при подъеме из скважины удлинителя 9, переходника 14 и пружинного центратору 11. Разрешение и продавочна пробки остаются в осевом канале переходника 14 и извлекают на поверхность вместе с удлинителем 9 и переходником 14.

Рисунок 4.7 – Механический пакер в положении эксплуатации после отсоединения
пружинного центратора, удлинителя, переходника с гильзой
1 – корпус; 2 – переходник; 3 – уплотняющий элемент; 4 – ствол; 5 – клапан;
6 – стопор; 7 – сухарь; 8 – подшипник; 9 – удлинитель; 10 – муфта; 11 – центратор; 12 – срезной элемент; 13 – кольцо; 14 – переходник; 15 – гильза;
16 – розділююча шайба; 17 – стопорное кольцо; 18 – фиксатор;
19 – уплотнительная манжета; 20 – уплотнительное кольцо

В таком положении осуществляют оснащение скважины внутрішньосвердловинним оборудованием для освоения и добычи пластового флюида.
Конструкция механического пакера предусматривает, в случае необходимости, осуществить его разбуривания.

Выводы:
1) Суть технического предложения заключается в том, что благодаря инновационной конструкции модернизированного розбурюваного пакера достигается повышение надежности перекрытия позатрубного пространства, во время испытания скважин в процессе бурения, а следовательно улучшение надежности и качества проведения испытания скважин во время бурения.
2) Технический результат, который может быть получен при внедрении предложенной модернизации, сводится к следующему:
- возможность механической посадки пакера с надежным перекрытием міжтрубного пространства комбинированным гумометалевим уплотнителем за счет натяжения бурильной колонны труб;
- возможность передачи крутящего момента на ствол пакера при отсоединении буровой колонны труб с механической посадкой-фиксацией пакера путем введения в стык труб муфтового соединения фиксаторов;
- возможность радиальной деформации элемента уплотнителя за счет взаимодействия разжимного конуса на стволе с сухарями, охватываемых нижним концом элемента уплотнителя;
- возможность отсоединения и извлечения из скважины переходника с пружинным центратором после закачки изолирующего состава в підпакерну зону с сохранением герметичности підпакерної зоны от надпакерної.

Комментарии: «Комплекс оборудования для испытания скважин в процессе бурения с разработкой и исследованием работы розбурюваного пакера»


На (чертеже №1) изображен Комплекс оборудования для испытания скважин в процессе бурения, на базе БУ "Уралмаш 4000-ДГУ", компоновка для испытания скважин включает в себя (Запорно-поворотный клапан КЗ-145 поз. 29) предназначен для закрытия скважины (бурильных труб, расположенных выше пакера) после окончания периода притока с целью записи кривой восстановления давления (КВД), а также для автоматического заполнения раствором бурильных труб при спуске в скважину. (чертеж 2)
Также поз. 28 на схеме (чертеж 3) Испытатель пластов ИМП-146, это основной узел комплекта испытательного оборудования. Он предназначен для герметичного разделения полости пустых или частично заполненных жидкостью бурильных труб и затрубного пространства при спуско-під\'ємних операциях. При выполнении операций по вызову притока и восстановлению давления с помощью уравнительного клапана испытателя в и под пакером выравнивается давление, что облегчает спуск и срыв пакера. Одной из главных функций испытателя, что входит в состав багатоциклових испытателей пласта, является создание многократных депрессий (открытых и закрытых периодов), что способствуют очищению пласта и повышению качества информации за счет записи КВД после каждого притока.
Чертежи 4 (на схеме поз. 33) яс гидравлический, необходимый в компоновке для снятия пакера в случае прихвату хвостовика или фильтра.
Чертежи 5 (на схеме поз. 37 (2 шт.)) сборочный чертеж розбурюваного пакера к модернизации (аналог) предназначенной для герметичного разобщения пластов подвергающихся испытанию (исследованию).
Чертежи 6,7 сборочный чертеж где изображенной модернизированный розбурюваний пакер. внедрении предложенной модернизации, сводится к следующему:
- возможность механической посадки пакера с надежным перекрытием міжтрубного пространства комбинированным гумометалевим уплотнителем за счет натяжения бурильной колонны труб;
- возможность передачи крутящего момента на ствол пакера при отсоединении буровой колонны труб с механической посадкой-фиксацией пакера путем введения в стык труб муфтового соединения фиксаторов;
- возможность радиальной деформации элемента уплотнителя за счет взаимодействия разжимного конуса на стволе с сухарями, охватываемых нижним концом элемента уплотнителя;
- возможность отсоединения и извлечения из скважины переходника с пружинным центратором после закачки изолирующего состава в підпакерну зону с сохранением герметичности підпакерної зоны от надпакерної.
Чертежи 8, 9. Деталировка розбурюваного пакера к модернизации (аналога), и после модернизации.
Чертежи 10. Технологический процесс изготовления корпуса модернизированного пакера. Включает перечень операций, и инструмент который необходим для изготовления детали.
Величина кольцевого зазора существенно влияет на конструкцию пакеров, выбор эксплуатационных параметров, работоспособность и срок их эксплуатации, поэтому перед применением, а также после извлечения пакера из скважины, необходимо проводить стендовые испытания с целью исследования деформации резиновых уплотнений, определение максимального перепада давления, который выдерживают резиновые уплотнительные элементы пакера, определяют сдвиг резиновых элементов, определяют давление начала раздувания и потери герметичности резинового элемента пакера. Данные исследования проводят на испытательном стенде (чертеж 11). Конструкция испытательного стенда пакеру позволяет повысить надежность работы пакеру за счет увеличения ресурса наработки деталей, упрощения конструкции стенда, а также облегчения монтажа, обслуживания и расширения функциональных возможностей стенда.
В связи с непосредственной зависимостью силы трения уплотняющего элемента пакера об стенку обсадной колонны и условия герметичности пакера, целесообразно провести исследования зависимости силы трения от давления уплотнения и материала уплотнения. Результаты исследований изображены на графике (чертеж 12).
Можно сделать вывод, что испытательный стенд пакера, будет необходимым на производстве, для выбраковки непригодных к эксплуатации деталей пакера, а также для определения работоспособности уплотнений, в целях дальнейшего применения их в составе розбурюваного пакера, во время проведения операций испытания скважин в процессе бурения.
Магистерская работа включает разделы
Эксплуатация и ремонт оборудования
Организационно – технические мероприятия по монтажу оборудования
Охрана труда и безопасность в чрезвычайных ситуациях
Охрана окружающей среды
Целесообразность внедрения предлагаемой модернизации подтверждено экономическими расчетами (экономический эффект составит более 3 млн. 194 тыс. грн., достигается за счет увеличения межремонтного цикла пакера, благодаря новой конструкции розбурюваного пакеру.

Размер файла: 4 Мбайт
Фаил: (.rar)

Скачать

Добавить в корзину

Занесено в корзину

        Коментариев: 0

Есть вопросы? Посмотри часто задаваемые вопросы и ответы на них.
Опять не то? Мы можем помочь сделать!

Некоторые похожие работы:

Расчёт разбуриваемого пакера ПР-146-Комплекс оборудования для испытания скважин в процессе бурения с разработкой и исследованием работы разбуриваемого пакера. Оборудование для бурения нефтяных и газовых скв
Ещё искать по базе с такими же ключевыми словами.