Посмотрите также другие разделы нашего сайта!!!

Литература
много книг по нефти и газу

Программы нефтегазового комплекса

Медиафайлы про нефть

Анекдоты про нефтяников

Знакомства для буровиков

Всё про нефть и газ / Литература(каталог книг)

ВНИМАНИЕ

В текстах книг представленных на сайте в интернет формате очень много ошибок, не читаются рисунки, графики разбиты, это связанно с некачественной перекодировкой конвекторов из PDF формата и HTML.

Если Вам необходимы качественный текст с рисунками и графиками - то скачиваите книги с нашего сайта в формате PDF.

ссылка для скачивания книги или главы в формате PDF находится внизу страницы.

анекдоты

программы

истории

7

ВНУТРИСКВАЖИННОЕ ОБОРУДОВАНИЕ

В целях повышения надежности эксплуатация скважин, особенно на месторождениях с осложненными условиями, применяют комплекс подземного эксплуатационного оборудования. Составление компоновки скважинного оборудования должно производиться для каждой конкретной скважины с учетом ее конструкции, фактического распределения температур по стволу скважины, действующих перепадов давления, характеристик применяемого оборудования, нагрузок, планируемого дебита и других геолого-технологических парамет-ров.

На рис. 7.1 приводится примерная схема компоновки под-земного оборудования, спускаемого на НКТ снизу вверх: срезной клапан; фрезерный удлинитель; пакер; анкерное соединение; циркуляционный клапан; клапан-отсекатель.

Срезной клапан ЛРОС 9554-000 (рис. 7.2) разработан в научно-техническом центре предприятия Кубаньгазпром и изготовлен на заводе газовой аппаратуры в пос. Северский Краснодарского края. Срезной клапан предназначен для создания давления внутри компоновки при распакеровке пакера путем перекрытия проходного сечения шаром. Особенностью срезного клапана является то, что в одном корпусе размещены на срезных штифтах два посадочных гнезда под шары диамет-ром 35 и 44,5 мм.

Вначале давление внутри спущенной компоновки осуществляется сбросом шара диаметром 35 мм, который садится на седло срезного клапана с перекрытием отверстия. При достижении предельного установленного давления внутри компоновки происходит срез штифтов, после чего шар и седло выпадают на забой скважины. При неудовлетворительном срабатывании пакера сбрасывается второй шар диаметром 44,5 мм.

Технические параметры: наружный диаметр 104 мм; длина 195 мм; рабочая температура до 125 °С; давление среза штиф-

143

Рис. 7.1. Схема компоновки подземного оборудования, спускаемого на НКТ:

1 - срезной клапан; 2 - фрезерный удлинитель; 3 -стационарный пакер “Камко”, "Бейкер" или другой фирмы; 4 - анкерное соединение; 5 — циркуляционный клапан; 6 — НКТ; 7 — клапан-отсекатель; 8 — гидравлическая трубка управления клапаном-отсекателем

Рис. 7.2. Срезной клапан:

1, 4 — корпус; 2, 6 — срезные втулки; 7, 10 — срезные штифты; 5, 9 - шары; 3, 8 - уплотнительные кольца

тов определяется диаметром штифтов, которые изготавливаются под необходимые давления срезки.

Так, давление р, необходимое аая среза штифтов срезного клапана, определяется

144

p= Q^ rcpn(x/4]du

2

ГСум (jl/4)d

где тср — предел прочности на сnез штифта, тср = aаd ; a = = 0,7; dmT - диаметр штифтов; - число штифтов; порш -диаметр поршня; ав — временное сопротивление разрыву,

Рис. 7.3. Стационарный пакер фир- Рис. 7.4. Гидравлически управ-мы Камко ляемый подвесной эксплуата-

ционный пакер фирмы Бейкер с обратным клапаном

145

выбирают в зависимости от материала штифтов и термообработки.

После упрощений получают р = 0,532ов. Таким образом, изменяя диаметр штифта, можно подобрать заданное давление среза.

Фрезерный удлинитель предназначен для центрирования инструмента для фрезерования пакера при его извлечении из скважины. Фрезерный удлинитель может быть исключен из компоновки, если пакер планируется фрезеровать кольцевой фрезой и извлекать обычной труболовкой.

Пакер предназначен для герметичного разобщения затруб-ного пространства скважины от пласта и создания надежного сообщения внутренней полости спущенной компоновки с пластом. Посадка и фиксирование пакера в эксплуатационной колонне происходят при создании давления внутри спущенной компоновки при перекрытии внутритрубного пространства шаром срезного клапана. При этом происходит деформация резинового уплотнения и фиксация пакера в эксплуатационной колонне при помощи кольцевых клиновых якорей.

Возможно использование пакеров фирмы Камко (рис. 7.3) (табл. 7.1) или Бейкер (рис. 7.4), а также отечественного производства.

При этом давление на устье ру для создания давления рас-пакеровки пакера и давления на устье срезки руср штифтов срезного клапана составляют

Ру = Рпл — Рж + Ppl Руср = Рпл + Рсрг

Таблица 7.1

Технические данные по стандартным пакерам фирмы Камко

Параметры
Пакер типа HSP-1 572”
Пакер типа HSP-1 65/8”

Габаритная длина, мм
1495
1495

Максимальный наруж-
113
113,18

ный диаметр, мм

Минимальный внут-
76
49,2

ренний диаметр, мм

Диапазон погонной
23
32-38

массы, фунт/фут

Нижнее соединение
1%”
678”

Верхнее соединение
278” муфта AM
372” муфта AM

Освобождение лифто-
Стингер с правосто-
Стингер, освобождает-

вой колонны от пакера
ронним вращением
ся непосредственным втягиванием

146

гДе Рпл — давление пластовое, МПа; рж — давление жидкости, заполняющей компоновку, МПа (рж = р-Н, МПа); рр - перепад давления срабатывания пакера, МПа; рср - перепад давления срезки штифтов срезного клапана, МПа; р — плотность жидкости, кг/м3; Н - глубина спущенной компоновки, м.

Техническая характеристика гидравлического пакера фирмы Камко

Наружный диаметр, мм..................................... 115

Внутренний диаметр, мм................................... 50

Длина пакера, мм...!!............................................ 1495

Максимальное пластовое давление, МПа.... 69

Давление пакеровки, МПа................................ 27

Температура рабочей среды, °С...................... 149

Присоединительные резьбы............................. VAM 23/8”, 27/8”

Одинарные пакеры HSP-1 фирмы Камко устанавливаются в эксплуатационной колонне созданием гидравлического давления, относятся к эксплуатационным пакерам постоянного действия и могут быть извлечены из скважины после их раз-буривания.

Пакер фирмы Бейкер модель SAB - гидравлически устанавливаемый пакер; спускается в скважину на трубах и паке-руется после монтажа устьевого оборудования.

Техническая характеристика гидравлического пакера фирмы Бейкер

Наружный диаметр, мм..................................... 113,03

Внутренний диаметр, мм................................... 70,6

Ддина пакера, мм................................................ 1250

Максимальное пластовое давление, МПа.... 63

Температура рабочей среды, °С...................... 160

Присоединительные резьбы............................. VAM 27/

Техническая характеристика гидравлического пакера Ресурс-1 Саратовского завода Газоприборавтоматика

Наружный диаметр, мм.................................. 136

Внутренний диаметр, мм................................ 67

Ддина пакера, мм.............................................. 1886

Максимальное пластовое давление, МПа 21

Давление пакеровки, МПа............................. 5+15

Температура рабочей среды, °С................... До 100

Присоединительные резьбы.......................... Резьба НКТ 89 мм ГОСТ 633-80

Извлечение пакера производится после его разбуривания — фрезерования верхних кольцевых захватов при помощи специального инструмента, представляющего собой комбинацию двух фрез, одной кольцевой и одной торцевой фрезы в нижней части направляющего штока. После разбуривания пакера направляющий шток вместе с ловителем проходит через

147

пакер, захватывает его в нижней части пакера и с подвеской бурильных труб извлекается на поверхность. Пакер молено разбурить кольцевой фрезой с последующим его захватом обычной труболовкой, если в наличии нет специального оборудования для разбуривания пакера.

Анкерное соединение - герметизированный ниппель, который является присоединительным и уплотняющим приспособлением между подвеской НКТ и пакером.

Присоединение анкерного соединения к пакеру производится следующим образом: при сборке на поверхности необходимо анкерное соединение вставить в пакер, затем вращением анкерного соединения влево на 10+12 оборотов для пакера Бейкер или на 4+5 оборотов для пакера Камко обеспечивается стыковка анкерного соединения с пакером. Присоединение анкерного устройства к пакеру в скважине производится за счет разгрузки колонны НКТ на пакер с усилием 2+4 т. Рассоединение производится путем вращения подвески НКТ вправо на Юн-12 оборотов для пакера фирмы Бейкер и 4+5 оборотов для пакера фирмы Камко.

Циркуляционный клапан разработан на основе циркуляционного клапана Грозненского машиностроительного завода в научно-техническом центре предприятия Кубаньгазпром и изготовлен на заводе газовой аппаратуры (рис. 7.5). Циркуляционный клапан обеспечивает в открытом состоянии сообщение затрубного пространства скважины с внутренней полостью спущенной компоновки подземного оборудования. В закрытом состоянии циркуляционный клапан обеспечивает герметичность внутритрубного пространства.

Спуск циркуляционного клапана в скважину производится в закрытом положении. После установки пакера в эксплуатационной колонне для открытия циркуляционного клапана в затрубном пространстве необходимо создать перепад давления, равный 12МПа на уровне клапана, по сравнению с давлением внутри компоновки. В этом случае происходит срезка винтов, поршень 10 в сборе перемещается вниз до упора 12, при этом отверстия корпуса 11 соединяются с каналами поршня 10. В результате этого обеспечивается соединение затрубного и трубного пространства, создается возможность промывки и глушения скважины через затрубное пространство. Для закрытия циркуляционного клапана создается давление внутри спущенной компоновки, равное 1,6+2 МПа, при этом кольцо 2 запирает каналы поршня, и поршень перемещается вверх. Достигается герметичность внутритрубного пространства от затрубного.

148

Рис. 7.5. Схема циркуляционного клапана:

1, 14 — патрубки; 2 — кольцо; 3 — втулка, регулирующая ход поршня; 4, 5 — фторопластовые кольца; 6 — срезной винт; 7 — поджимная гайка; 8 — фиксатор; 9 — пружина; 10 — поршень; 11 — корпус; 12 — кольцо упорное; 13 — втулка, ввинченная в поршень

После длительной эксплуатации скважины для последующего открытия клапана необходимо создать давление в за-трубном пространстве 5н-6 МПа.

Техническая характеристика циркуляционного клапана

Наружный диаметр, мм..................................... 113

Длина клапана, мм............................................... 620

Присоединительные размеры резьб

(сверху и снизу).................................................... НКТ 73, ГОСТ 633-80

Клапан обладает работоспособностью в скважинах глубиной до 3600 м и пластовым давлением до 60 МПа при температуре до 160 "С. Рабочая среда - буровой раствор, газовый конденсат, газ. Возможно применение циркуляционного клапана, изготовляемого Саратовским заводом Газприборавто-матика.

Гидравлический клапан-отсекатель предназначен для аварийного перекрытия проходного сечения компоновки подземного оборудования при изменении давления в скважине. Обычно устанавливается на глубине 40н-50 м от устья. В состав клапана-отсекателя входит глубинный клапан-отсекатель, гидравлическая линия управления, пульт управления. Клапан-отсекатель в свободном состоянии, без создания давления в линии управления, находится с перекрытым заслонкой проходным отверстием.

Открытие клапана-отсекателя производят следующим образом: создают давление в трубах выше клапана, равное давлению в зоне ниже клапана, при помощи насосного агрегата. В гидравлической линии управления клапаном-отсекателем создают давление, равное 11 МПа, для обеспечения открытия заслонки. Фиксируют данное давление для обеспечения спуска компоновки.

При необходимости закрытия клапана-отсекателя следует закрыть скважину на устье и выждать 5+10 мин для стабилизации условий в скважине. Сбросить давление в гидравлической линии управления до нуля, при этом клапан-отсекатель перекроет сечение труб. При необходимости плавно открывают устьевые задвижки и стравливают газ из зоны выше па-кера-отсекателя.

Техническая характеристика гидравлического клапана-отсекателя фирмы Камко

Максимальный наружный диаметр, мм.................... 101,6

Минимальный внутренний диаметр, мм................... 48,1

Длина, мм..............„...............................!............................. 1582

Максимальное давление, МПа....................................... 70,3

Максимальная температура среды, °С........................ 140

Давление для открытия клапана................................... 10*11 МПа

150

Возможно применение клапана-отсекателя Саратовского завода Газоприборавтоматика под эксплуатационную колонну диаметром 168 мм.

Температурный компенсатор служит для компенсации теплового расширения спущенной компоновки при температуре рабочей среды в скважинах более 145 °С и высоких дебетах. Температурный компенсатор обычно устанавливают выше циркуляционного клапана на 10+20 м.

7.1. СПУСК И УСТАНОВКА ЗАБОЙНОГО ОБОРУДОВАНИЯ

Перед тем, как проводить спуск забойного оборудования, необходимо прошаблонировать НКТ на мостках, пропарить внутри и снаружи и смазать резьбовые соединения, предварительно почистив их металлической щеткой, а также опрес-совать их под соответствующее пластовое давление. Для подготовки заданного интервала эксплуатационной колонны в места установки пакера на бурильных трубах спускают скребок механического или гидравлического типа под данную колонну. При применении механического скребка поступательным движением инструмента вверх и вниз со скоростью 0,1 м/с, с циркуляцией раствора не более 6 л/с, трижды проходят заданный интервал и после каждого хода проворачивают инструмент ротором на 90°, затем трижды проходят заданный интервал в колонне с частотой вращения ротора 60+90 об/мин, со скоростью подачи инструмента 0,1 м/с. Скважину промывают не менее двух циклов до полного отсутствия шлама на сите. После извлечения скребка в скважину опускают шаблон. Размеры шаблона (длина, диаметр) выбирают с учетом обеспечения проходимости компоновки в скважину. Если при глушении скважины применялся глинистый раствор плотностью 1800+2200 кг/м3, то перед спуском компоновки его заменяют на жидкость без твердой фазы (бромиды цинка и кальция). В этом случае принимают меры предосторожности от коагуляции глинистого раствора при смешении с солями, ухудшения коллекторских свойств пласта, для предупреждения выброса. При глушении скважин раствором с низкой плотностью (до 1400 кг/м3) их заменяют такими истинными растворами, как раствор хлористого кальция, ФТП, а также возможно применение гидрофобных эмульсий.

Компоновку подземного оборудования собирают согласно схеме рис. 7.1 снизу вверх:

151

1-я секция: срезной клапан ЛРОС, НКТ диаметром 73 мм;

2-я секция: фрезерный удлинитель, пакер, анкерное соединение, НКТ диаметром 73 мм;

3-я секция: циркуляционный клапан в закрытом положении, НКТ диаметром 73 мм, клапан-отсекатель, НКТ диаметром 73 мм.

Спуск НКТ с компоновкой подземного оборудования производят с замером труб, плавно, со скоростью 0,2 м/с.

Компоновку подбирают таким образом, чтобы клапан-отсекатель находился на глубине 50 м от устья скважины. После обвязки устья скважины фонтанной арматурой подсоединяют к ней гидравлическую линию от клапана-отсекателя и обвязывают ее с насосом для управления клапаном-отсекате-лем.

Для установки пакера поднимают давление в гидравлической линии для открытия клапана-отсекателя. Затем производят замену жидкости глушения на углеводородную жидкость (конденсат), открывают буферную задвижку, опускают шар в фонтанную арматуру, закрывают задвижку и открывают центральную задвижку, чтобы шар попал в НКТ. После выдержки времени на транспортирование шара в гнездо срезного клапана насосным агрегатом поднимают давление в НКТ с превышением давления на устье. После выдержки в течение 30 мин открывают задвижку на затрубном пространстве фонтанной арматуры и стравливают давление. Понижение давления указывает на то, что пакер сработал.

Расчет времени транспортирования шара

Время транспортирования шара в скважине, заполненной ньютоновской жидкостью (растворы бромида кальция, цинка, хлористого кальция и др.), может быть вычислено по формуле

\Kgdm ^—^ \ Pi

где Н - глубина падения шара, см; К - коэффициент, зависит от направления ствола скважины, числа Re, соотношения диаметров шара и НКТ и т.д. и определяется экспериментальным путем; в нагнем случае коэффициент К может быть принят равным 0,3; д — ускорение свободного падения, см/с2; dm — диаметр шара, см; р, и р2 - соответственно плотности жидкости и материала шара, г/см3.

152

7.2. ОСОБЕННОСТИ СПУСКА И УСТАНОВКИ ЗАБОЙНОГО ОБОРУДОВАНИЯ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ ТЯЖЕЛЫХ СОЛЕВЫХ РАСТВОРОВ НА ПРИМЕРЕ СКВАЖИНЫ № 3 ПРИБРЕЖНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Спуск комплекса эксплуатационного подземного оборудования, предназначенного для изоляции продуктивного пласта от затрубного пространства, имеет свою специфику.

Применение данного комплекса в скважине № 3 Прибрежного месторождения предприятия Кубаньгазпром обеспечило надежность эксплуатации скважины (табл. 7.2) на площади с коэффициентом аномальности 2.

После разбуривания ПДМ и цементного стакана до глубины 3391 м эксплуатационную колонну опрессовали с использованием воды избыточным давлением 45,5 МПа. Интервал перфорации 2879+2892 м. Толщина стенки эксплуатационной колонны 10,5 мм. Насосно-компрессорные трубы диаметром 73 мм и толщиной стенки 5,5 мм с резьбой VAM. Пластовая температура 130 "С. Относительная плотность газа 0,68. Плотность жидкости глушения 2120 кг/м3. Содержание агрессивных включений в продукции С02 до 15 %.

Перед спуском компоновки с целью очистки стенок эксплуатационной колонны с внутренним диаметром 118 мм спустили на бурильных трубах диаметром 2 78” до глубины 2875 м следующую компоновку (снизу вверх): шаблон диаметром 114 мм; скребок диаметром 118 мм.

Поступательным движением инструмента вверх и вниз со скоростью не более 1 м/с трижды прошли интервал 2875+2845 м. После каждого хода провернули инструмент ротором на 90°. Трижды прошли интервал 2875+2845 м с час-

Таблица 7.2

Данные конструкции скважины

Тип колонны
Диаметр, мм
Глубина спуска, м
Данные о цементаже

Направление
Кондуктор Промежуточная колонна
Эксплуатационная колонна
530
324 245
140
23,5
1008 2455
3413
Зацементировано до
устья
То же
Зацементирована “голова" цементного камня на глубине 1565 м от устья

153

тотой вращения 70н-90 об/мин. Скорость подачи инструмента держали не более 0,1 м/с. При работе скребком произвели промывку скважины с расходом 6 л/с. Обратной циркуляцией заменили буровой раствор на рассол бромидов с плотностью 2170 кг/м3, закачивая жидкости в следующей последовательности:

буферная жидкость в объеме 2 м3 следующего состава: бентонит 6 % (мае); КМЦ 2 % (мае); вода остальное;

моющая жидкость на воде, содержащая 10 % сульфонола, объемом 2 м3;

пачка рассола бромидов плотностью 2170 кг/м3, загущенная до вязкости 200н-250 с, объемом 1 м3;

рабочий рассол бромидов плотностью 2170 кг/м3, объемом 27 м3.

Расход по замене раствора составлял 6 л/с.

После перехода на жидкость без твердой фазы сделали технологическую остановку для контроля давления и уровня жидкости в течение 1 ч. Подняли компоновку на бурильных трубах 278 дюйма и собрали следующую компоновку подземного оборудования (снизу вверх):

1-я секция: срезной клапан ЛРОС длиной 0,2 м; две на-сосно-компрессорные трубы диаметром 73 мм, общей длиной 19 м;

2-я секция: фрезерный удлинитель общей длиной 2 м; па-кер фирмы Камко длиной 1495 мм; анкерное соединение длиной 0,6 м; одна насосно-компрессорная труба длиной 10 м;

3-я секция: циркуляционный клапан в закрытом положении длиной 0,9 м; одна труба НКТ диаметром 73 мм, длиной 10 м.

Спуск насосно-компрессорных труб с компоновкой подземного оборудования производился с замером труб, плавно, без рывков, со скоростью 0,2 м/с. На глубине 50 м от устья скважины на насосно-компрессорных трубах установили клапан-отсекатель и подключили к нему гидравлическую линию, укрепив ее на НКТ. Подземное оборудование спустили на глубину 2883 м. Установив фонтанную арматуру, предварительно опрессовав ее на давление 70 МПа, подсоединили к ней гидравлическую линию от клапана-отсекателя и обвязали ее с ручным гидравлическим насосом для управления клапа-ном-отсекателем. Устье скважины обвязали согласно схеме 81-92-ТХ.

Для установки пакера в эксплуатационной колонне подняли давление в гидравлической линии для открытия гидравлического клапана-отсекателя при помощи ручного насоса.

154

Замену бромидов цинка на углеводородную жидкость (конденсат) произвели следующим образом: в затрубное пространство закачали 1 м3 жидкости без твердой фазы с вязкостью 200+250 с с противодавлением на устье (штуцер диаметром 8 мм) для очистки скважины. Промыли скважину путем прокачки бромидов с противодавлением в два цикла, контролируя чистоту жидкости.

Закачали 1 м3 промывочной жидкости с вязкостью 200+250 с, затем конденсат в объеме 20,4 м3 с расчетом, чтобы конденсат был закачан в трубы спущенной компоновки на высоту 200 м от низа труб. При этом давление на устье в трубах компоновки составляло 1,6 МПа, а в затрубном пространстве 37 МПа при пластовом давлении 60 МПа.

Бромиды цинка и кальция собрали в емкости, зафиксировали объем жидкости и параметры. Открыли буферную задвижку, опустили шар в фонтанную арматуру, закрыли буферную задвижку и открыли центральную задвижку, чтобы шар попал в НКТ. После выдержки 2 ч (на транспортирование шара в гнездо срезного клапана) насосным агрегатом АН-700 подняли давление в НКТ с превышением давления на устье, определенным в трубном пространстве манометром, на 27 МПа для пакера фирмы Камко. Выдержали созданное давление в течение 30 мин. Открыли задвижку на затрубном пространстве фонтанной арматуры и стравили давление. Понижение давления указало на то, что пакер сработал.

Скачать эту главу в формате PDF

Всё про нефть и газ / Литература(каталог книг)