Комплекс скважинного оборудования для фонтанной эксплуатации скважин

 

При разрушении или повреждении устьевого оборудования, нарушении гер­метичности эксплуатационной колонны и нека­чественном цементировании межт­рубного пространства переход скважин на открытое фонтанирование мож­но предотвратить, применяя комплекс специального подземного скважинного обо­­рудования. Который также предназначен для обеспечения одновременной раз­дельной эксплуатации двух продуктивных гори­зонтов или более, ра­зоб­ще­ния вскрытого продуктивного гори­зонта от вышележащих или нижележащих плас­тов, разобщения колонны из насосно-компрессорных труб от затрубного прост­ран­ства, обеспечения проведения многочисленных промысловых тех­но­ло­гических операций, связанных с эксплуатацией или ре­монтом скважин. Необ­ходимо отметить, что в соответствии с решением Госгортехнадзора РФ с 1992 г. этот комплекс обору­дования должен в обязательном порядке при­ме­нять­ся при фон­танной эксплуатации скважин.

Комплекс специального скважинного оборудования состоит из пакеров, яко­рей, разъединителей колонн, скважинного инст­румента для подготовки ство­ла скважины, клапанов-отсекателей, циркуляционных и ингибиторных кла­па­нов, посадочных ниппелей, а также из инструмента и принадлежностей ка­нат­ной техники для управления подземным оборудованием.

Пакеры, устанавливаемые над эксплуатационным горизонтом, служат для ра­зобщения зон затрубного пространства, располо­женных выше и ниже па­ке­ров. Применяют в обсадной (эксплу­атационной) колонне нефтяных, газовых и наг­нетательных сква­жин при их эксплуатации и ремонте, а также для ра­зоб­ще­ния двух продуктивных горизонтов или более при одновременной раздельной эксплуа­тации их и эксплуатационного горизонта от водоносных нижележащих го­ризонтов. Типоразмеры и конст­рукции пакеров нормализованы ОСТ 26-02-1016-73 и техничес­кими условиями ТУ 26-16-10-76 и ТУ 26-16-15-76. Уста­нов­ле­ны следующие типы пакеров: ПВ — усилие направлено от перепада давления вверх; ПН — усилие направлено от перепада давления вниз; ПД — усилие нап­рав­лено от перепада давления как вверх, так и вниз (двустороннее действие).

По способности фиксироваться на месте установки пакеры подразделяют на фиксирующиеся якорем (Я) и самостоятельно фиксирующиеся. По способу по­садки пакеры подразделяют на гидравлические (Г), механические (М), гид­ро­ме­ханические (ГМ) и не требующие посадки. Съем пакеров осуществляется на­тя­­гом, вращением (В), разбуриванием (Р) или специальным инст­рументом (И). Пре­дусматривается следующее исполнение паке­ров: нормальное; коррозионно-стой­кое, углекислотостойкое К1 (СО₂ не более 10% объема), серо­во­до­ро­дос­той­кое К2 (H₂S и СО₂ не более 10% объема каждого компонента), серо­водо­ро­дос­тойкое КЗ (H₂S и СО₂ свыше 10%, но не более 26% объема каждого ком­по­нен­та); термостойкое для рабочих сред с температурой более 150 "С.

Конструкция и технические характеристики пакеров должны отвечать усло­виям их применения: возможности посадки в экс­плуатационную колонну из обсадных труб по ГОСТ 632-80; воз­можности сочленения с колонной, со­би­рае­мой из насосно-компрессорных труб по ГОСТ 633-80, температура рабочей сре­ды до +200 °С; максимальный перепад давления, воспринимаемый пакером дол­жен соответствовать параметрическому ряду услов­ных давлений: 14, 21, 35, 70, 105 МПа; зазор между наружным диаметром пакера и внутренним диамет­ром эксплуатационной колонны не более 12...20 мм.

Условное обозначение пакера должно включать: тип, число проходных отверс­тий (для многопроходных пакеров), вид по способности фиксироваться, спо­собы посадки и съема, на­ружный диаметр, максимальный перепад дав­ле­ния. Например, пакер с усилием, направленным вверх, однопроходный, фик­си­руе­мый отдельным устройством, не требующий посадки, ос­вобождающийся на­тягом, наружным диаметром 118 мм, вос­принимающий перепад давления 14 МПа, в нормальном ис­полнении обозначается: пакер ПВ-Я-118-14 ОСТ 26-02-1016-73. Тот же пакер в термостойком исполнении: пакер ПВ-Я-118-14Т ОСТ 26-02-1016-73. Например, пакер двустороннего действия, двухпроходной, са­мос­тоятельно фиксирующийся, с посадкой гид­ромеханическим способом, сни­мае­мый специальным инструмен­том, наружным диаметром 136 мм, восп­рини­маю­щий перепад давления 35 МПа, в нормальном исполнении обозначается: па­­кер ПД2-ГМИ-136-35 ОСТ 26-02-1016-73. Тот же пакер с посад­кой меха­ни­чес­ким способом, разбуриваемый, в коррозионно-стой­ком — угле­кис­ло­тос­той­ком исполнении: пакер ПД2-МР-136-35К1 ОСТ 26-02-1016-73.

Для заякоривания и центрирования скважинного оборудова­ния в эксплуа­та­ционной колонне служат специальные устрой­ства — якори.

Разъединители колонны предназначены для отсоединения ко­лонны труб НКТ от скважинного оборудования, оставляемого в скважине, при эксплуа­та­ции нефтяных и газовых скважин и соединения их с этим оборудованием. Отсое­динение колонны НКТ от скважинного оборудования и присоединение их осуще­ствляют через разъединитель колонны с помощью канатной тех­ники. Тол­катель с инструментом, спускаемым на канате, при подъеме (подергивании) инст­румента (в его рабочем положе­нии) отсоединяет колонну НКТ от сква­жин­но­го оборудования, а при спуске (подергивании) инструмента (в его рабочем по­ло­жении) — соединяет колонну НКТ со скважинным оборудова­нием.

Колонный инструмент и колонные скребки предназначены для очистки внут­ренней поверхности обсадных и эксплуатационных колонн нефтяных и га­зо­вых скважин от слоя бурового раствора, цементных корок, заусенцев, за­ди­ров, отложений солей, пара­фина и шлама перед спуском пакеров или сква­жин­но­го обору­дования, а также при проведении ремонтных работ в скважине. Очист­ку внутренней поверхности колонн осуществляют с одно­временной про­мыв­кой ствола промывочной жидкостью.

Фрезер предназначен для разбуривания стационарных паке­ров, пробок и сква­жинного оборудования при капитальных ре­монтах нефтяных и газовых сква­жин. Разбуривание фрезером осуществляют через колонну бурильных труб с одновременным вращением их и прямой циркуляцией промывочного раст­во­ра. Выносимый шлам из промывочного раствора осаждается в шламоу­лови­те­ле, спускаемом совместно с фрезером на колонне бу­рильных труб. Оставшиеся от разбуривания части поднимают с помощью захватного узла. Фрезеры и рей­бе­ры используют для удаления солей, парафина и шлама из колонн НКТ.

В состав скважинного оборудования, предназначенного для эксплуатации га­зо­вых и нефтяных скважин, а также для нагне­тательных скважин, входят раз­лич­ные скважинные клапаны, позволяющие осуществлять многочисленные тех­нологические промысловые операции: освоение и глушение скважин, по­да­чу ингибиторов гидратообразования и коррозии, отсечку потока и некоторые ре­монтно-профилактические операции.

Скважинные клапаны можно классифицировать по способу установки, наз­начению, принципу действия, способу управле­ния и типу запорного органа. К гидравлическим или пневмати­ческим относятся клапаны, открывающиеся или закрывающие­ся под действием нагнетаемой или уплотняемой с устья рабо­чей жидкости (жидкость, газ). К механическим относятся клапаны, управ­ляе­мые канатной техникой, к гидромеханическим — кла­паны, управляемые час­тич­но канатной техникой, частично гид­равликой.

Клапаны-отсекатели предназначены для автоматического пе­рекрытия ко­лон­ны НКТ и отсечки потока продукции скважины при нарушении уста­нов­лен­но­го режима ее эксплуатации в ре­зультате частичного повреждения или полно­го разрушения ус­тьевого оборудования, нарушения герметичности эксплуа­та­ци­он­ной колонны скважины, затрубное пространство которой за­герме­тизи­рова­но пакером. При обустройстве скважин пакер и клапан-отсекатель обычно уста­нав­ливают непосредственно над продуктивным горизонтом. Это очень важ­но, если скважина может дать грифон.

Забойные клапаны-отсекатели должны отвечать следующим требованиям:

· надежно автоматически перекрывать колонну НКТ при всех возможных на­ру­шениях режима эксплуатации скважины;

· обладать способностью надежно устанавливаться на необ­ходимой глу­би­не и извлекаться без спуска и подъема НКТ;

· обеспечивать возможность проведения различных техноло­гических опе­ра­ций ниже глубины установки клапана-отсекателя, возможность про­ве­де­ния ремонтов устьевого и глубинного оборудования без глушения сква­жины.

Критический дебит, при котором срабатывает автоматичес­кий клапан-отсе­катель, принимают обычно на 15...20% больше оптимального. Настройка кла­пана обеспечивается подбором площади проходного сечения сменных шту­це­ров и усилия пру­жины. Перепад давления на сменных штуцерах допускается обыч­­но в интервале от 0,1 до 0,7 МПа. Клапан-отсекатель обычно уста­нав­ли­вают в колонне НКТ на ниппель. Устанавливают его путем сбрасывания в ко­лон­ну НКТ, или с использованием ка­натной техники, либо с применением спе­циаль­ного посадочно­го инструмента. В нижней части клапан-отсекатель дол­жен иметь замок с фиксаторами для посадки на ниппель.

Ниппель служит для установки, фиксирования и герметиза­ции в нем забой­но­го клапана-отсекателя. Ниппель спускают на колонне НКТ и устанавливают вы­ше пакера. Конструктивно ниппель представляет собой патрубок, внутри ко­то­ро­го выполнена кольцевая проточка для приема фиксаторов замка клапана-отсе­кателя. Внутренняя поверхность ниппеля выше кольцевой проточки обра­бо­тана под посадку уплотнительных элемен­тов клапана-отсекателя. По обоим кон­цам ниппеля нарезана резьба, соответствующая резьбам применяемых НКТ.

Циркуляционный клапан служит для временного сообщения внутреннего прост­ранства колонны НКТ с затрубным простран­ством для проведения раз­лич­ных технологических операций, таких, как освоение и глушение скважины, про­мывка забоя, затрубного пространства или колонны НКТ, обработка сква­жи­ны различными химреагентами и т.п. Клапан устанавливают в ко­лонне НКТ и извлекают вместе с трубами.

Управляют циркуляционным клапаном (его открытием или закрытием) с по­мощью механического и гидравлического яссов. Циркуляционный клапан отк­рывают восходящими действиями механического ясса. При не­дос­таточ­нос­ти этих действий исполь­зуют еще и гидравлический ясс. Циркуляционный кла­пан зак­рывают нисходящими действиями механического ясса. Для пе­редачи ди­на­мических усилий от яссов на замок циркуляционно­го клапана для отк­ры­тия или закрытия клапана служит инстру­мент для его управления.

Инструмент для управления циркуляционным клапаном спуска­ют в ко­лон­ну НКТ скважины на скребковой проволоке или тро­се. В комплект инстру­мен­та входят механические и гидравличес­кие яссы для создания динамических наг­ру­зок. Для посадки кла­пана-отсекателя в ниппель применяют посадочный инст­румент.

Для фиксации клапанов-отсекателей в ниппелях служат спе­циальные зам­ки, спускаемые и извлекаемые специальным инст­рументом.

Для отсекания потоков фонтанных скважин в случае разгер­метизации устья или в других аварийных ситуациях на промыс­лах для газовых и неф­тя­ных скважин можно использовать спе­циальные комплексы скважинного обору­до­ва­ния [19].

Комплексы подземного оборудования для газовых скважин типа КПГ (табл. 3.1.6) предназначены для добычи газа с содер­жанием агрессивной среды СО₂ и H₂S до 6%. В состав комплек­са КПГ входят следующие элементы сква­жин­ного оборудова­ния: гидравлический пакер типа 2ПД-ЯГ, разъединитель ко­лон­­ны типа РК, циркуляционный механический клапан типа КДИ, инги­би­тор­ный клапан типа КИНГ, телескопическое соедине­ние типа СТ, клапан-отсе­ка­тель типа КА, башмачный клапан, ниппель для приемного клапана-отсекателя и ниппель для опрессовочного клапана.

 

Таблица 3.1.6