Оборудование при фонтанной эксплуатации

 

Конструкция Скважины 

Насосно-компрессорные трубы 

               Из насосно-компрессорных труб (НКТ) составляются колонны, спускаемые в скважину.

Колонны НКТ могут служить в основном для следующих целей:

1) подъема на поверхность отбираемой из пласта жидкости, смеси одной жидкости и газа или одного газа;

2) подачи в скважину жидкости или газа (осуществления технологических процессов, интенсификации добычи или подземного ремонта);

3) подвески в скважине оборудования;

4) проведения в скважине ремонтных, в том числе бурильных, работ.  

НКТ в России изготавливаются четырех конструкций:

1. гладких труб и муфт к ним;

2. труб с высаженными наружу концами (В) и муфт к ним;

3. гладких высокогерметичных труб (НКМ) и муфт к ним;

4. безмуфтовых труб (НКБ) с высаженными наружу концами. 

              Трубы с высаженными наружу концами имеют одинаковую прочность по основному телу и у резьбы (рис. 1.11). Эти трубы называются равнопрочными. Внешний диаметр их муфты больше, чем у труб с гладкими концами.

 

             

               У НКТ гладких и с высаженными концами резьба (рис. 1.12). Резьбовая часть труб с НКМ и НКБ имеет конический гладей конец, входящий в конус муфтовой части резьбового соединения и создающий дополнительное уплотнение соединения (рис. 1.13. и 1.14.).

 

 
 
 
 

               Муфтовое соединение гладких труб НКМ обеспечивает герметичность соединений при давлении газа до 50 МПа (500 кгс/см²).

               Достаточно широко на нефтяных промыслах применялись НКТ, внутренняя поверхность которых покрыта стеклом, эпоксидными смолами. Также распространены эмалированные трубы. 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 и эмалью 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 - образованием микротрещин в стекле при покрытии им трубы. В результате образуются очаги коррозии металла и местного отложения парафина. В настоящее время отрабатывается технология покрытия, уменьшающая трещинообразование. Второй недостаток - разрушение стекла при деформации труб. Покрытие труб эпоксидными смолами также хорошо защищает их от отложений парафина. Эпоксидные смолы эластичнее стекла, и при деформации труб смола не растрескивается. Но она имеет свои недостатки. Температура, при которой можно применять смолы, обычно невысокая - не более 60-80 °С.

               Общий недостаток покрытий в том, что внутренняя поверхность муфтового соединения труб остается незащищенной. В этом месте можно устанавливать эластичные проставки, перекрывающие незащищенное место, или протекторные кольца, потенциал материала которых таков, что кольца коррозируют сами, защищая от коррозии близко расположенные участки трубы. Однако применение таких мер создает дополнительные трудности. 

Скважинные  уплотнители –  пакеры 

                Пакеры служат для разобщения частей ствола скважины по вертикали и герметизации нарушенных участков обсадной колонны, для разобщения зон затрубного пространства, расположенных выше и ниже пакеров.

               Их применяют в обсадной (эксплуатационной) колонне нефтяных, газовых и нагнетательных скважинах при их эксплуатации, ремонте.

               Перепады давления, воспринимаемые пакерами, находятся в интервале от 7 до 70 МПа. Температура окружающей среды при эксплуатации скважин может изменяться от 40 до 100°С, а при тепловом воздействии на пласт достигает в некоторых случаях 300-400 °С. 

По  восприятию перепада давления пакеры подразделяются так:

ПВ - усилие направлено от перепада давления вверх;

ПН - усилие направлено от перепада давления вниз;

ПД  - двустороннего действия (усилие от перепада давления направлено как вверх, так и вниз). 

По  способности фиксироваться  на месте установки  пакеры подразделяют:

Я - фиксирующиеся якорем;

Без обозначения - самостоятельно фиксирующиеся. 

По  способу посадки пакеры подразделяют:

Г - гидравлические;

М - механические;

ГМ  - гидромеханические;

Без обозначения - не требующие посадки. 

По  способу съема  пакеры подразделяют:

В-вращением;

Р - разбуриванием;

И - специальным инструментом;

Без обозначения - натягом.

По  исполнению:

Без обозначения — нормальное;

Коррозионностойкие:

К1 - углекислотостойкое (СОг не более 10% об.);

К2 - сероводородостойкое (H₂S и С0₂ не более 10% об. каждого компонента);

КЗ  - сероводородостойкое (HfeS и С0₂ свыше 10%, но не более 25% об. каждого компонента);

Т - термостойкое (для рабочих сред с температурой более 150°С). 

Условное  обозначение пакера должно включать:

1. тип;
2. число проходных отверстий (для многопроходных пакеров);
3. вид по способности фиксироваться;
4. способы посадки и съема;
5. наружный диаметр;
6. максимальный перепад давления;
7. исполнение.

Например:

Пакер ПВ-Я-118-14 ОСТ 26-02-1016-73 расшифровывается как, пакер с усилием, направленным вверх, однопроходный, фиксируемый отдельным устройством, не требующий посадки, освобождающийся натягом, наружным диаметром 118 мм, воспринимающий перепад давления 14 МПа, нормального исполнения.

               

              Структурная схема пакера включает в себя: уплотняющие элементы, опору пакера, систему управления пакером, технологические устройства (рис. 1.21 и 1.22). 

Рис 1.21. Конструкция пакера ПН-ЯМ:

а - пакеры с наружными диаметрами от 150 до 165 мм; 1 - головка пакера; 2 - упор манжет; 3 - манжеты; 4 - конус; 5 — плашка; б - плашкодержатель; 7-цилиндр; 8 - захват. 9- корпус фонаря;

10 —  башмак фонаря; 11 - замок, ограничивающий азаимное передвижение ствола пакера и лишних деталей; 12 - гайка; 13 - палец замка; 14 - ствол пакера 
 

Уплотнительные  элементы

Различные исполнения этих элементов представлены на рисунке 1.23 [6].                                                                            

            

            Конструкция пакера может содержать один или несколько уплотняющих элементов.

             В зависимости от конструктивного исполнения уплотняющие элементы пакеров делятся на следующие группы:

1) Элементы, деформируемые за счет воздействия осевой нагрузки (см. рис. 1.23 а, б). Материалом для таких уплотнений могут служить резина (см. рис. а), прорезиненная и пропитанная графитом асбестовая ткань (см. рис. б) и для высоких температур - свинец.

Осевая  нагрузка может создаваться весом  колонны труб или усилием, развиваемым поршнем под действием перепада давления среды.

2) Элементы, расширяющиеся при создании в их внутренней полости избыточного давления

(см. рис. 1, 23, в). Основным материалом для таких уплотнений служит резина.

3) Самоуплотняющиеся элементы (см. рис. 1.23 г, б). Основным материалом для таких уплотнений служит резина. 

                Самоуплотняющийся элемент - манжета (см. рис. 1.23 г) спускается в обсадные трубы, прижимаясь к ним с некоторым натягом. Поэтому резина должна быть износоустойчивой, и манжета обычно не может использоваться несколько раз.

           Опора пакера воспринимает осевые усилия, действующие на пакер.

           Опора пакера может осуществляться с упором:

- на  забой через хвостовик;

- переход  диаметра обсадной колонны;

- шлипсовый  захват за обсадную колонну;

- на торец обсадной трубы в ее муфтовом соединении. 

Расчет  пакеров

               В задании на конструирование пакера обычно даются его главные параметры, условия эксплуатации и описание технологических процессов, для которых необходим пакер, к которым относятся: диапазон внутренних диаметров обсадной колонны, в которую спускают пакер; перепад давления, воспринимаемый им; особенности технологического процесса, для которого предназначен пакер. 

          При расчете пакера определяют необходимое для герметизации контактное давление, осевую силу, обеспечивающую это давление оптимальные высоту уплотняющего элемента, длину хода штока пакера, параметры корда уплотняющего элемента. 

              Якори служат для заякоривания и центрирования скважинного оборудования в эксплуатационной колонне. Если осевое усилие, действующее на пакер, значительно, и шлипсовый захват пакера не может его надежно удержать, со стороны низкого давления устанавливают якорь, служащий дополнительной осевой опорой. Гидравлический якорь (рис. 1.24) показан в сборе с транспортировочными предохранительными гайкой и пробкой. Якорь, спускаемый на колонне НКТ, при работе подвергается избыточному внутреннему давлению жидкости, действующему на резиновую трубчатую диафрагму, которая давит на плашки и прижимает их к обсадной колонне.

           Плашки имеют насечку, что увеличивает их сцепление с обсадной колонной. Якорь можно применять и без пакера в случае, когда необходимо закрепить колонну труб без уплотнения межтрубного пространства. 

 
 

Клапаны-отсекатели 

              Клапаны-отсекатели предназначены для автоматического перекрытия колонны НКТ и отсечки потока продукции скважины при нарушении установленного режима ее эксплуатации в результате частичного или полного разрушения устьевого оборудования, нарушения герметичности эксплуатационной колонны, затрубное пространство которой загерметизировано пакером.

            При обустройстве скважин пакер и клапан-отсекатель обычно устанавливают непосредственно над продуктивным горизонтом, особенно в тех случаях, когда скважина может дать грифон.

            Клапан-отсекатель обычно устанавливают в колонне НКТ на ниппель путем сбрасывания или с использованием специального посадочного инструмента.

           

          Клапаны отсекатели управляемый КАУ (рис. 1.26 а, б) управляются с устья скважины через специальную трубку, спущенную совместно с ниппелем (см. рис. 1.25 а).

Клапаны-отсекатели устанавливаются в посадочные ниппели  инструментами канатной техники и фиксируются в ниппелях при помощи замков, размещенных в канавке 1.

Клапан-отсекатель в открытом виде с замком ЗК спускается в скважину.