Скважинные камеры

Пакеры

Оборудование скважин пакером - один из важных этапов их освоения и эксплуатации. Выбор типа и конструкции пакера для оборудования скважины определяется ее геолого-эксплуатацион­ной характеристикой.

На месторождениях Каспийского моря пакерами оборудуются глубокие и сверхглубокие разведочные и добывающие скважины газоконденсатных месторождений (Бахар, Булла-море, б. ЛАМ, б. Жданова и т. д.). В скважинах этих месторождений начальное пластовое давление достигало 50-75 МПа при глубинах скважин 4000-6200 м (например, в скв. 18 месторождения Булла-море пла­стовое давление на глубине 5500 м составляло 70 МПа, пластовая температура – 80-100°С, относительная плотность газа по воз­духу - 0,6, конденсата - 0,77-0,79.

Дебиты газоконденсатных скважин в начальный период их экс­плуатации составляли: газа – 300-1200 тыс. м³/сут, конденсата – 200-500 т/сут; нефтяных: газа – 100-500 тыс. м³/сут и нефти -150-300 т/сут. Устьевое давление при таких отборах составляло 15-25 МПа. Для борьбы с гидратообразованием в выкидные ли­нии газоконденсатных скважин дозирующими насосами подавался метанол.

С учетом перечисленных условий было решено применять им­портные гидравлические пакеры HRP-1, HRP-1SP фирмы «Камко». Впоследствии применялись также гидравлические пакеры FH фирмы «Отис» и гидростатические FH-1 фирмы «Бэйкер». Применение указанных пакеров объясняется в первую очередь про­стотой их управления (давлением, создаваемым в трубах), что особенно важно для сверхглубоких скважин, а также большой прочностью резиновых уплотнений пакера, выдерживающих высо­кие перепады давления.

Техническая характеристика пакеров

HRP-1SP RH

Наружный диаметр, мм......... 114,0 114,0

Внутренний диаметр, мм 49,2 49,3

Присоединительная резьба,

мм............................................ 60 60

Внутренний диаметр обсад-

­ных труб для посадки пакеpa,

мм.................................. 118,6-126,0 118,6-126,0

Перепад давления, выдер­-

живаемый пакером, МПа 70,0 50,0

Максимальное рабочее дав­-

ление, МПа......................... 105,0 105,0

Число срезных штифтов......... 4 3

Давление, необходимое для,

среза штифтов при посадке

пакера, МПа............................ 18,0 10,5

Нагрузка, необходимая для

извлечения пакера, кН......... 110-130 90

Над пакером HRP-1SP фирмы «Камко» обычно устанав­ливают срезную пробку с седлом для приема шара или посадоч­ный ниппель для установки глухой пробки (рис.5). После сбро­са шара на седло срезной пробки или установки пробки, спускае­мой на проволоке, в НКТ создают давление, которое, действуя на поршни 7 и 8, заставляет их перемещаться относительно ствола 3 пакера. При давлении 10 МПа срезаются штифты 6 и поршень 8 перемещается вниз, выдвигая с помощью верхнего, связанного с поршнем 8, и нижнего неподвижного конуса 10 плашки 9, кото­рые, упираясь в колонну, заякоривают пакер. При давлении 18 МПа срезаются штифты 5 и поршень 7, перемещаясь вверх, сжимает резиновые уплотнительные манжеты 4 пакера, который окончательно раскрывается.

Для предотвращения обратного перемещения поршней в конст­рукции пакера предусмотрены крановые устройства (на рис. 5 они не показаны).

Рис. 5. Гидравлический пакер HRP-1SP фирмы «Камко»: а - при спуске; б - после установки (посадки)

Дальнейшее увеличение давле­ния до 21-24,5 МПа (в зависимо­сти от числа срезных, штифтов, устанавливаемых на срезной пробке) приводит к срезу седла клапана и падению шара с седлом на забой скважины.

Для освобождения пакера при­поднимают трубы, тем самым, при­кладывая к пакеру усилие, направ­ленное вверх. При этом главные срезные штифты 2 пакера срезают­ся и корпус 1, перемещаясь вверх, освобождает уплотнительные ман­жеты 4 и плашки 9. Усилие для среза штифтов 2 составляет 45-450 кН, в зависимости от материала штифтов.

После перемещения корпуса 1 вверх относительно ствола 3 пакера в корпусе открывается отверстие, соединяющее трубное и затрубное пространства (для выравнивания давления над и под пакером, осу­ществления циркуляции и т. д.).

Пакер можно освободить и без среза главных срезных штифтов 2. Для этого необходимо повернуть ко­лонну НКТ, на которых спущен пакер, вправо. Под действием крутя­щего момента в 480 Н·м, действую­щего на пакер, срезаются штифты малого диаметра, установленные в корпусе 1 (на рис. 5 эти штифты не указаны), а поворот корпуса на 1/8 оборота вправо устанавливает главные срезные штифты в продоль­ные пазы на стволе 3. Корпус 1 по­лучает возможность перемещения до выхода конусов из-под плашек 9 и снятия нагрузки с уплотнительных манжет.

Пакер HRP-1 фирмы «Камко» отличается от HRP-1SP тем, что для его освобождения необходим поворот колонны НКТ вправо на 16 оборотов. При этом прямоуголь­ная резьба, соединяющая корпус и ствол пакера этой конструкции, отворачивается и нагрузка с плашек и уплотнительного элемента снимается. После первых четырех оборотов вправо открывается, отверстие для сообщения трубного и затрубного пространства, а последующие 12 оборотов выводят конусы из-под плашек и осво­бождают уплотнительные элементы.

Пакеры этих типов имеют наружный диаметр 114 мм. Однако в некоторых случаях, когда из-за сужения ствола эксплуатационной колонны спуск пакеров HRP-1 и HRP-1SP указанного размера не представлялся возможным, наружная поверхность корпуса (см. рис. 5), уплотнительных манжет 4 и поршня 8 обтачивалась на 1 мм на сторону. Применение этих пакеров дало положительные результаты, несмотря на снижение их прочностной характеристики.

Рис. 6. Гидравлический пакер RH фирмы «Отис»: а — при спуске; б — после установки; в — при извлечении

Пакер RH фирмы «Отис» (рис. 6) работает следующим об­разом. После изоляции полости НКТ, на которых спущен пакер, с помощью шара, сбрасываемого на седло срезной пробки 17, установленной под пакером, создается давление в трубах. Это дав­ление через отверстие в корпусе якоря 1 и соединительную трубку 2 передается на поршень 4, расположенный в цилиндре 3, пере­мещая его вниз. При этом срезаются штифты 7. Движение поршня 4 вниз в свою очередь перемещает конус 9, который раздвигает в радиальном направлении четыре плашки 11, установленные в плашкодержателе 12. Плашки 11 внедряются в эксплуатационную колонну 16. Дальнейшее перемещение поршня 4 сжимает резино­вые уплотнительные элементы 8, которые, расширяясь, герметизи­руют затрубное пространство. Обратное перемещение поршня 4 блокируется храповиками 6, подпружиненными пружиной 5.

Для предотвращения воздействия ударных нагрузок на срезные штифты 13, возможных при спуске пакера, в конструкции его пре­дусмотрены храповики 15.

Для установки пакера давление внутри труб повышают до ве­личины, необходимой для среза седла срезной пробки. Под дейст­вием давления в скважине выдвигаются шлипсы 18, которые вне­дряются в эксплуатационную колонну, предотвращая перемещение пакера вверх. Для извлечения пакера необходимо приподнять ко­лонну НКТ, тем самым, прилагая к пакеру определенное усилие, направленное вверх. При этом срезаются штифты 13, ствол 10 пакера перемещается вверх и, когда расточка в нижней части ство­ла окажется против кулачков 14, они выпадают в нее, освобождая плашкодержатель 12. Последний опускается вниз вместе с плаш­ками 11, соскальзывающими с конуса 9. По мере перемещения ствола 10 пакера снимается нагрузка с уплотнительных элемен­тов 8, и конус 9 выводится из-под плашек — пакер освобождается. После этого подпакерная и надпакерная зоны сообщаются через кольцевой зазор между стволом 10 пакера и цилиндром 3, что предотвращает поршневой эффект при подъеме пакера, и т. д. Шлипсы 18 освобождаются раньше, после глушения скважины. Плоские пружины (они на рис. 6 не указаны) возвращают эти шлипсы в перво-начальное положение после прекращения воздей­ствия на них забойного давления.

Рис. 7. Гидростатический пакер FH-1 фирмы «Бэйкер»: а - при спуске; б - после установки; в - при извлечении

Давление, необходимое для раскрытия пакера, регулируется числом (от одного до шести) или материалом (латунь или сталь) срезных штифтов 7.

Рекомендуемое давление для раскрытия пакера 6—14 МПа. Усилие среза срезных штифтов 13 для подъема пакеров также регулируется их числом и материалом. Для применяемых пакеров диаметром 114 мм они изменяются от 60 до 80 кН.

Пакер FH-1 фирмы «Бэйкер» (рис. 7) отличается от паке­ра RH фирмы «Отис» наличием под поршнем 4 герметичной по­лости между корпусом 5 и стволом пакера 1. Давление в этой по­лости равно атмосферному и поэтому после среза штифтов 3 гидро­статическое давление столба жидкости в трубах над пакером, действуя на поршень 4, перемещает его вниз и усиливает герметич­ность и надежность установки пакера. Кроме того, предусмотрен­ные в конструкции храповики 2 предотвращают обратное переме­щение поршня 4 при снижении гидростатического давления в трубах над пакером или при установке пакера в неглубоких сква­жинах, где гидростатическое давление столба жидкости меньше 10,5 МПа.

Минимальное избыточное давление, необходимое для установ­ки (посадки) пакера, составляет 7 МПа (при гидростатическом столбе жидкости не менее 1300 м). Однако в неглубоких скважи­нах при увеличении числа срезных штифтов 3 это давление сле­дует довести до 14 МПа. Освобождение пакера осуществляют на­тягом труб. При этом срезается срезное кольцо 6, и плашки 7 освобождаются.

Для нормальной работы пакеров необходимо предварительно рассчитать ожидаемые под и надпакерное давления и выбрать соответствующие уплотняющее и заякоривающее устройства. Не­обходимо учесть влияние высоких температур и возникающих внутренних давлений на НКТ и на пакер, предпринять меры про­тив разъякоривания.

Одним из основных методов морской добычи нефти является способа значительно усовершенствовано приме­нением скважинных камер и канатной техники.

Рис. 8. Скважин­ная, камера К-60Б-210

Скважинные камеры предназначены для раз­мещения газлифтных клапанов на колонне подъ­емных труб. По окончании периода фонтаниро-вания скважин обычно возникает необходи­мость перевода их на газлифтный способ экс­плуатации без замены основного скважинного оборудования. Для этого после бурения в сква­жину спускают газлифтное оборудование. В пе­риод фонтанирования скважин на трубах, в так называемых скважинных камерах, для разобще­ния трубного и затрубного пространств вместо газлифтных клапанов устанавливают глухие пробки. При переходе на газлифтный способ экс­плуатации глухие пробки заменяют газлифтными клапанами при помощи канатной техники.

Скважинная камера (рис. 8) состоит из на­конечника 1, рубашки 2 и кармана 3 под клапан. Рубашка изготовлена из специальных овальных груб. Для посадки клапана в кармане преду­смотрены посадочные поверхности с целью фик­сации в них газлифтных клапанов. В кармане скважинкой камеры имеются радиальные отвер­стия для входа нагнетаемого газа в газлифтный клапан. Газ, нагнетаемый в затрубное пространство, через отверстия проникает в карман камеры, открывает клапан и, поступая в полость скважинной камеры, газирует жид­кость и поднимает ее по НКТ на устье скважины.

Дата добавления: 2014-12-29