Оборудование скважины для предупреждения открытого фонтанирования

Некоторые виды ремонта нефтяных или газовых скважин в фонтанный период их эксплуатации, а иногда при эксплуа­тации высоконапорных пластов газлифтным или насосным спо­собом связаны с необходимостью глушения скважин утяже­ленными растворами. Это вызывает необходимость выполнения сложных дорогостоящих работ. Кроме того, следует отметить, что глушение отрицательно сказывается на последующем освоении и эксплуатации скважины из-за снижения проницае­мости призабойной зоны скважины.

Глушат скважину и при аварийном (открытом) фонтани­ровании, а также при ее ремонте для спуска в фонтанную скважину труб и другого оборудования.

При разрушениях оборудования устья, обсадных колонн, фонтанной арматуры возникают открытые неуправляемые фон­таны, т. е. аварийная ситуация, ликвидация которой обычны­ми приемами, т. е. герметизацией устья и глушением, чрез­вычайно сложна.

Каждый случай открытого фонтанирования скважины на­носит серьезный ущерб окружающей среде, причем тем боль­ший, чем продолжительней открытое фонтанирование и чем больше дебит скважины. Открытое фонтанирование часто приводит к пожарам, несчастным случаям, к нанесению непо­правимого ущерба самой нефтяной или газовой залежи. С целью предотвращения открытого фонтанирования при ава­рийном разрушении устьевого оборудования или во время те­кущего или капитального ремонта скважины, в которой воз­можно фонтанирование, в нижней части ее ствола размещают

паны-отсекатели пласта для разъединения нижней фильтровой зоны скважины от ее верхней части.

Клапан-отсекатель позволяет выполнять необходимые период освоения и эксплуатации скважины процессы (кис­лотную обработку призабойной зоны пласта, его гидроразрыв т Д-)- Поэтому клапан-отсекатель дополняется другим обо­рудованием и представляет собой систему, состоящую из не­скольких устройств, главные из которых — сам клапан-отсека­тель; герметизатор (пакер); якорь, удерживающий пакер на заданной глубине; канал связи для управления клапаном; устройство управления для обеспечения возможности установ­ки и демонтажа клапана, якоря и пакера; устройство для вы­полнения технологических процессов и операций.

Перечисленные устройства, размещенные непосредственно над фильтровой частью скважины, эксплуатируются в усло­виях, определяемых особенностями эксплуатации пласта, т. е. свойствами пластовой жидкости или газа, их дебитом, агрес­сивностью среды, наличием абразива, температурой, давле­нием. В этих условиях каждое из этих устройств должно без­отказно срабатывать в течение всего периода их эксплуатации в скважине.

Необходимость защиты окружающей среды, особенно при разработке морских месторождений нефти и газа, требования охраны труда и техники безопасности, сделали этот вид внут-рискважинного оборудования, несмотря на его сложность и вы­сокую стоимость, обязательным элементом оборудования фон­танных, газовых и газлифтных скважин на море.

Клапан-отсекатель пласта (рис. 11.10) состоит из пакера 1, клапана-отсекателя 2, разъединителя 3, циркуляционного клапана 4 для аварийного глушения скважины, клапана для ввода ингибитора 5, телескопического соединения 6 для ком­пенсации линейных деформаций, дросселя 7 для регулирова­ния расхода пластовой жидкости, приемного клапана 8.

С клапанами-отсекателями используют пакеры двух типов: неизвлекаемый и демонтируемый. Первые, часто называемые стационарными, удаляются из ствола скважины при предвари­тельном разбуривании (поэтому иногда называются разбури­ваемыми), вторые извлекаются без разбуривания. Эти пакеры спускают на колонне НКТ, а иногда на канате.

Разбуриваемый стационарный пакер (рис. 11.11) состоит из корпуса 12 с головкой 3, имеющей пазы 6, наружную ци­линдрическую поверхность 4 и внутреннюю 2, выполненную в Верхней части в виде посадочного ниппеля. На штифтах 8 Установлен переводник 1 с уплотнительными манжетами 5 и замком 7, входящим в паз во избежание вращения переводни­ка относительно головки. Переводник соединяет пакер с ко­лонной.

На нижний конец конуса навинчены две концентрические чулки 21 и 23, которые вместе с ниппелем 24 образуют порш-

невую камеру с перемещающимся поршнем 22 и толкателем. Поршневая полость сообщается с центральным каналом акера отверстиемЛ. На корпусе 12 смонтирован уплотнитель 15, состоящий из резиновых элементов и шлипсовых узлов 9, 10, 18 В шлипсовые узлы входят срезные штифты 14, 16 20, конусы 13 и 17, фиксирующие ленты 11, упорные кольца 19Пакер устанавливают в скважине с помощью колонны

В колонну нагнетают жидкость, которая через отверстие А поступает под поршень 22. Под давлением жидкости поршень через толкатель действует на кольцо 19, которое после сре­за штифтов 20 перемещается вверх, толкая нижние шлипсы 18 на конус 17. Фиксирующие штифты 16, связывающие корпус пакера с нижним 17 и верхним 13 конусами, срезаются. Уплот­нители с конусами сдвигаются вверх, нижние шлипсы 18, пе­ремещаясь вверх по конусу 17, разрывают ленту 11 и выдви­гаются наружу. Резиновые уплотнители 15, расширяясь, раз­общают и герметизируют верхнюю и нижнюю зоны затрубного пространства пакера. Шлипсы при этом удерживают пакер в стволе скважины.

При подъеме колонны НКТ прикладывается дополнитель­ная растягивающая нагрузка, штифты 6 срезаются, перевод­ник 7 с колонной НКТ извлекают на поверхность, а пакер-оставляют в скважине.

Демонтируется такой пакер разбуриванием-фрезерованием; верхних шлипсов инструментом с ловителем. При спуске ин­струмента ловитель проходит в корпус, фрезы упираются в; верхние шлипсы и в результате вращения срезают их, лови­тель удерживает сборку ниже пакера и предохраняет ее от­падения на забой во время подъема.

Извлекаемый съемный пакер (рис. 11.12) устанавливается,, как и стационарный, созданием в центральном канале давления жидкости, поступление которой в камеру А разводит толкатель. 17 и поршень 16 после среза штифтов 15 в противоположные стороны. Поршень давит на нижнее кольцо 14, которое дефор­мирует манжеты 11, герметизирующие и разобщающие зоны выше и ниже пакера. При опускании толкателя 17 шлипсы 20¹ с пружиной 19 выдвигаются по корпусу 21 и заякоривают па­кер в эксплуатационной колонне 18. Освобождают пакер вра­щением и приподниманием колонны НКТ. При этом срезают­ся штифты 4, связывающие втулку 2 с переводником 1, а при первых оборотах упор 6 сворачивается с разгрузочной муфты 5, перемещаясь вверх до упора в торец переводника /. В ре­зультате создается сообщение центрального канала пакера через отверстие 3 во втулке 2 с затрубным пространством^ Во время дальнейшего поворота муфта 5 свинчивается с верх­ней трубы 8 и перемещает вверх подшипниковый узел 7 и кольцо 9, которое через гильзу 12 увлекает вверх камеру с поршнем 16 и толкателем 17. Уплотнения 11 и шлипсы 20' свобождаются от торцовых упоров 10 и 13. После этого пакер' извлекают на поверхность колонной НКТ.

Рассмотренные пакеры изготавливают двух типов с пере-крытым проходным каналом и с каналом для клапана-отсека-теля. Способ их посадки — гидравлический, максимальный пе-репад давления, воспринимаемый пакерами, 21 МПа, темпера-тура рабочей среды 100 °С.

В газовых, конденсатных и газоконденсатных скважинах, продукция которых содержит до 6% сероводорода, используют пакеры 2ПД-ЯГ. Их конструкция аналогична описанной выше.

Другие типы извлекаемых пакеров отличаются в основном конструкцией и расположением шлипсовых узлов. В широко применяемом для фонтанирующих скважин пакере 1ПД-ЯГ в качестве верхнего заякоривающего устройства используют якорь автономного действия (рис. 11.13). Он имеет подпружи-

•

ненные плашки, расположенные в корпусе 3. Под действием внутреннего избыточного давления плашки 1 выдвигаются из. корпуса 3 наружу и взаимодействуют с эксплуатационной Колонной, фиксируя якорь. При отсутствии давления плашки под действием пружин 2 возвращаются в исходное положение, освобождая якорь.

Якори выпускают нескольких размеров для эксплуата­ционных колонн диаметрами 146 и 168 мм.

Клапаны-отсекатели пласта отличаются способами управ­ления, соединения с колонной, расположением в колонне и проходными каналами. Различают автоматические и управляе­мые клапаны. Автоматические подразделяют на срабатываю­щие при уменьшении давления в зоне их установки или при превышении заданного расхода потока. По способу соедине­ния с колонной клапаны бывают съемные, которые устанав­ливаются в ниппеле на колоннах инструментами, спускаемыми на проволоке или канате, и стационарные, устанавливаемые непосредственно на трубах и извлекаемые только вместе с ними.

Наиболее надежны и удобны в работе к л ап а ны-отсе­ка те л и с дистанционным управлением, позво­ляющие перекрывать фонтанирующую скважину в любой мо­мент по команде с пульта управления — вручную или от ава­рийного датчика.

Клапан-отсекатель с дистанционным управлением (рис. 11.14) спускают на проволоке (канате) и устанавливают в по­садочный ниппель 2 с муфтой 9, к которому подведена наруж­ная линия управления 3. Корпус его состоит из трубы 4, стака­на 6 и хвостовика 16 с подвижным клапанным узлом, вклю­чающим верхнее 8 и нижнее 13 седла и шар 12 между ними. Шар имеет сквозное отверстие и фигурный паз на наружной поверхности. Хвостовики седел 8 и 13 образуют с корпусом от­секателя две камеры. Верхняя герметичная, в ней помещен кольцевой поршень 10. Эта камера через отверстие Б в корпу­се соединена с трубкой управления 3. Полость ниппеля А гер­метизирована уплотнениями 5 и 7 на поверхности отсекателя. Эти же уплотнения герметизируют соединения клапана в нип-леле.

Пружина 15 упирается в регулировочные шайбы 14 и через втулку 17 в корпус отсекателя. Верхний конец отсекателя за­канчивается замком 1, фиксирующим клапан на ниппеле НКТ. После установки клапана в ниппеле по трубе управления в верхнюю камеру подается рабочая жидкость. Поршень 10 пе­ремещается вниз и отводит верхнее и нижнее седла 8 и 13 в крайнее нижнее положение. С помощью штифта 11, ввернутого .в корпус и входящего в фигурный паз, шар занимает положе­ние, при котором сквозное отверстие совпадает с каналом клапана. Давление в камере удерживает пружину 15 в откры­том положении. При снижении давления в камере (в случае .аварии с наземным оборудованием или по команде сверху) усилие пружины и давление скважинной жидкости на пор­шень отводят клапанный узел в крайнее положение, при кото­ром шар с седлами занимает положение «Закрыто». Отсека^ тель открывается вновь при действии давления в его верхней камере.

В СССР выпускают управляемые клапаны-отсекатели двух типоразмеров КДУ-89-350 и КАУ-73-500. В первом применен запорный орган в виде заслонки, во втором — шаровой. Ука­занные клапаны-отсекатели имеют следующую техническую характеристику.

КАУ-89-350 КАУ-73-500

Максимальное рабочее давление, МПа 35 50

Условный диаметр подъемных труб,

мм.............................................................. 89 73

Диаметр проходного канала, мм . . 35 28

Длина, мм.............................................. 1060 970

Масса, кг................................................... 18,2 12,5

В процессе эксплуатации скважин, как оснащенных, так и не оснащенных клапанами-отсекателями, возникает необходи­мость выполнения целого ряда внутрискважинных операций, которые осуществляются под давлением. Поэтому пакер с клапаном-отсекателем оснащают различными устройствами, в частности клапанами нескольких назначений: циркуляцион­ными, уравнительными, приемными и обратными.

Циркуляционный клапан предусмотрен для вре­менного сообщения центрального прохода колонны с затрубным пространством при промывках забоя, затрубного пространства и колонны НКТ, обработке призабойной зоны различными хи­мическими реагентами, при аварийном глушении скважины и т. д.

Клапан (рис. 11.15) устанавливают на колонне НКТ и из­влекают вместе с ней. Он состоит из корпуса 4 с отверстиями а, в каждом из которых установлены подвижная втулка 3 с отверстиями б. Последняя загерметизирована уплотнительны-ми элементами 6, 7, 8, 9, 10. Резьбовые соединения уплотнены кольцами 5. Для соединения клапана с НКТ корпус имеет переводники 2 и И. К верхнему переводнику 2 присоединяют муфту /. В открытом и закрытом положениях втулка 3 удер­живается фиксатором 12, размещенным в кольцевой проточке г нижнего переводника 11 и входящего в одну из кольцевых проточек в втулки.

Управляется клапан смещением втулки 3 вверх и вниз, при котором соответственно совпадают или перекрываются от­верстия с и б на корпусе и втулке. Управление осуществляет­ся с помощью специального инструмента, вставляемого в верх­нюю проточку д втулки 3 для ее смещения вверх при открытии или в нижнюю проточку е для ее смещения вниз при закрытии клапана.

Уравнительный клапан применяют для выравни-вания давления запорного элемента скважинного аппарата для его открытия или извлечения из колонны в комплекте с кла­панами-отсекателями, глухими пробками, приемными клапа-нами. Этот клапан (рис. 11.16) состоит из корпуса 1, в стенку

которого вмонтированы клапаны 3. Пружины 2 клапанов удер живаются чехлом 4. Седлами клапанов служат сопрягаем ними поверхности, выполненные в отверстиях, где расп жены пружины. Клапан открывают с помощью штанги зон спускаемых в скважину на проволоке или канате.

Приемный клапан используют для посадки пак и других видов работ, когда требуется перекрыть проход к лонны для создания в ней давления. После посадки

опрессовывают, при этом иногда выявляется невозможность пднятия давления для окончательной герметизации эксплуа­тационной колонны пакером из-за преждевременного срыва прессовочного шара из седла. В таком случае используют приемный клапан, который сажают в непроходной ниппель под пакером.

Приемный клапан (рис. 11.17) состоит из корпуса 7, верх­ний конец которого служит седлом под шаровой затвор. Сверху к корпусу крепят клетку 4, внутри которой помещен _шар 5. На корпус надевают кожух 3 с головкой под ловитель. На боковой поверхности кожуха выполнены окна, сообщаю­щиеся с внутренней полостью клетки. Юбка кожуха перекры­вает отверстие в стенке корпуса, уплотняемое кольцами 6. От продольного перемещения кожух удерживается срезным штифтом 2, вставленным в стержень 1. Клапан в непроходном ниппеле герметизируется уплотнениями 8. При извлечении кла­пана срезается штифт 2 и кожух 3 смещается вверх до упора о головку стержня /, уравнительное отверстие открывается, а давление над шариком 5 и под ним выравнивается, после чего клапан легко извлекается из ниппеля.

Обратный клапан, применяемый для перекрытия проходной части колонн при спуско-подъеме и под давле­нием, постоянно ее перекрывает и обеспечивает возможность глушения скважины для предотвращения аварий. Такие кла­паны применяют также вместе с газлифтными, они перекры­вают проход в межколонное пространство обратному потоку жидкости. Иногда их устанавливают без пружин и в этом ис­полнении используют как реверсивные, закрываемые потоком скважинкой жидкости. Устанавливают эти клапаны как не­посредственно на колонне труб, так и в посадочные ниппели на проволоке или канате.

Глухие пробки (рис. 11.18) применяют для герметиза­ции прохода колонны в посадочном ниппеле по уплотняемой цилиндрической поверхности. Они имеют корпус 3, внутри ко­торого установлен подпружиненный поршень 2, уплотнитель-ные кольца / которого в отжатом положении пружины 4 пе­рекрывают каналы в боковых стенках корпуса, соединяющие затрубное и трубное пространства. При установке пробки спу­скной инструмент отжимает поршень 2, и пробка спускается в скважину, позволяя циркулировать жидкости через открытый канал. После посадки пробки и извлечения спускного инстру­мента поршень 2 перекрывает канал, герметизируя централь­ный проход колонны. При необходимости извлечения пробки поршень 2 смещают вниз стержнем подъемного инструмента До открытия канала, после чего давление выравнивается над и под пробкой.

Посадочный ниппель — элемент сборки колонны для скважинных работ, представляет собой патрубок с радиально расположенными каналами. Он предназначен для установки

и фиксации в колонне скважинных аппаратов и приборов, спускаемых на проволоке или канате.

Компоновка оборудования скважины комплексом ных устройств в сочетании с клапаном-отсекателем пласта казана на рис. 11.19. В Советском Союзе выпускают комплек­сы управления скважинными отсекателями КУСА, кот включают наряду со скважинным оборудованием станц управления, изготавливаемую в двух модификациях с эле ктро и пневмоприводами.

В зависимости от условий эксплуатации предусмотре комплексы для колонн диаметрами 89 и 73 мм-по нес: ким схемам. Наиболее сложная схема компоновки оборудова­ния комплекса КУСА-89-350 предназначена для скважин, среда

которых характеризуется температурой до 120 °С и наличием агрессивных компонентов до 0,1 г/дм³.

В остальных схемах с учетом изменения условий эксплуа­тации те или иные элементы из компоновки исключаются. Так например, может отсутствовать телескопическое соедине­ние,' ингибиторный клапан и разъединитель колонны. По ана­логичному принципу компонуются комплексы КУСА-73-500.

Для обеспечения возможности ремонта скважин под давле­нием в комплексах скважинного оборудования иногда приме­няют разъединители колонн. При перекрытии проходного от­верстия пакера и отсоединения от него колонны НКТ замена элементов этой колонны или другие ремонтные работы, свя­занные с подъемом и спуском, осуществляются без глушения скважины.

Разъединитель колонны РК (рис. 11.20) состоит из головки /, верхней 2 и нижней 5 цанг, цилиндра 3 и штока 4. Колонну НКТ от скважинного оборудования отсоединяют инструментом, спускаемым на проволоке или канате. Толка­тель инструмента, передвигая цангу 2 вверх, отсоединяет трубы от скважинного оборудования, а двигая цангу вниз, соединяет их.

Разъединители колонн выпускают нескольких типоразме­ров для эксплуатации в средах с различным содержанием аг­рессивных компонентов.

Элементы комплексов стандартизированы: регламентируют­ся наружные и внутренние диаметры пакеров, якорей, привя-зочные размеры элементов собственно клапана-отсекателя, якоря, пакера, всех клапанов, ниппелей, втулок.

Нефтяным и газовым промыслам клапаны-отсекатели пла­ста поставляются комплектно.

Современные комплексы оснащены станциями управления, рассчитанными на одиночную нефтяную или газовую скважи­ну или на группу (куст), обычно состоящую не более чем из восьми скважин.

Освоение и пуск в работу фонтанных и газлифтных скважин методом аэрации*

Как уже указывалось, освоение фонтанных и газлифтных скважин обычно проводят понижением уровня жидкости в скважине, заменой бурового раствора на воду или даже на НеФть, запуском с помощью компрессора, аэрацией жидкости, свабированием, тартанием.

При аэрации жидкости работы на скважинах проводят еле-Дующим образом (см. рис. П.7).

Если пласт не поглощает жидкости и сква-

жина заполнена до устья утяжеленным глинистым раствором,

то вначале агрегатом 11 по линии 10 в нее закачивают глини-

стый раствор меньшей плотности для вытеснения из ствола

утяжеленного раствора. Затем тем же агрегатом закачивают 'воду для вытеснения из нее бурового раствора меньшей плот­ности. После этого воду заменяют в стволе скважины нефтью {в целях экономии нефти эта последняя операция иногда вы-ладает из процесса). Если после указанных операций скважи-на не возбуждается и не начинает работать, то открывают на 1/8 оборота вентиль 3 и перепускают в кольцевое пространство сжатый воздух (газ), поступающий от передвижного компрес­сора, либо из ГВРБ по линии 9 при давлении 0,2—0,3 МПа. При этом с помощью агрегата через вентили 4, 5 и 2 в сква­жину на первой скорости поступает вода.

После того как пузырьки сжатого воздуха (газа) дойдут до башмака подъемных труб, давление, фиксируемое маномет­рами 6 и 7, постепенно снижается. С этого момента необходимо постепенно увеличивать подачу сжатого воздуха открытием вентиля 3 при сохранении перепада давления в 0,2—0,3 МПа. По мере увеличения подачи сжатого воздуха постепенно со­кращают подачу жидкости, регулируя подачей агрегата 11 ли­бо вентилем 4 до полной остановки агрегата и перехода к вы­зову притока с помощью компрессора (сжатым воздухом или

газом из ГВРБ).

Если жидкость поглощается пластом и скважина не заполнена до устья, то применяют так называе­мый метод газожидкостных и воздухожидкостных «подушек». Заключается он в том, что при закрытых вентилях 3, 4 и 5 (см. рис. II.7) через вентили 1 и 2 в кольцевое пространство закачивают сжатый воздух. Затем при закрытом вентиле 5 агрегатом 11 через вентили 3 и 4 подают воду при давлении, превышающем давление в скважине на 0,5—0,6 МПа (по по­казаниям манометра). Затем открывают вентиль 2 (на Vs обо­рота) и начинают обычный процесс аэрации, соблюдая пере­пад давления в 0,2—0,3 МПа по показаниям манометров.

По мере аэрации давление на забой снижается и нефть начинает поступать из пласта в скважину. Аэрацию прекра­щают, как только скважина начинает устойчиво фонтаниро­вать или работать эргазлифтом.

Устьевое оборудование газлифтных сква­жин не отличается от оборудования для фонтанных. Армату­ра, устанавливаемая на устье первых, аналогична фонтанной арматуре и имеет то же назначение — герметизацию устья, подвеску подъемных труб и возможность осуществления раз­личных операций по переключению направления закачиваемо­го газа, по промывке скважины и т. д.

Для газлифтных скважин нередко используют фонтанную арматуру, остающуюся после прекращения фонтанирования. Часто применяют специальную упрощенную и более легкую арматуру. Нередко арматуру приспосабливают для нагнетания газа либо только в межтрубное пространство, либо в цент­ральные трубы. При интенсивном отложении парафина арма-

туру У^стья дополнительно оборудуют лубрикатором, через ко- торьй в НКТ на проволоке спускают скребок для механиче­ского удаления парафина с внутренних стенок труб. Для борь­бы с отложением парафина применяют также остеклованные или эмалированные трубы.

Важный элемент внутрискважинного оборудования газлифт-ной скважины — газлифтные клапаны.

Газлифтные клапаны представляют собой устрой­ство, посредством которых в скважине автоматически устанав-ливается или прекращается в заданный момент сообщение между колонной подъемных труб и пространством, занятым нагнетаемым в скважину газом, и регулируется подача газа в НКТ. Эти клапаны применяют с целью снижения пускового давления газлифтных скважин (увеличения глубины ввода нагнетаемого газа в колонну подъемных труб), а также с целью обеспечения их плавного автоматического пуска и ста­бильной работы при необходимых депрессиях на пласт.

Газлифтные клапаны устанавливают на расчетных глуби­нах в специальных эксцентричных (скважинных) камерах, раз­мещенных по колонне НКТ. В последнее время создана и освоена техника и технология спуска и извлечения газлифтных клапанов через НКТ, что исключило необходимость подъема колонны труб для замены пусковых или рабочих клапанов при их отказе. Эти важнейшие достижения в области газлифтной эксплуатации скважин привели к повышению ее эффективности и расширению масштабов применения.