Оборудование для эксплуатации скважин фонтанным и газлифтным способом

1.2.2. Пакеры 

Пакеры при  эксплуатации устанавливаются обычно в обсаженной части скважины и  спускают их на колонне подъемных  труб. В соответствии с назначением  для обеспечения надежной работы к пакерам предъявляются следующие основные требования:

·  пакер должен выдерживать максимальный перепад  давлений, действующий на него в  экстремальных условиях, называемый «рабочим давлением»;

·  пакер должен иметь наружный диаметр, обеспечивающий оптимальный зазор между ним и стенкой эксплуатационной колонны труб, с которой он должен создать после посадки герметичное соединение. 

Классификация пакеров.  

По способу  установки в скважине различают  пакеры: с опорой на забой и без  опоры на забой (или так называемые “висячие” пакеры). Пакер с опорой спускают в скважину с хвостовиком. Преимуществом этого типа пакеров является простота и надёжность конструкций, недостатком - необходимость в дополнительных трубах для хвостовой опоры. Преимущество пакеров без опоры на забой – возможность их установки в любом месте эксплуатационной колонны (без хвостовика). По способам образования сил, деформирующих уплотнительный элемент, пакеры подразделяются на механические и гидравлические. К первым относят все пакеры, уплотнительная часть которых деформируется от воздействия на него веса колонны труб. Они просты по конструкции и высоконадёжны в работе. К недостатку следует отнести обязательное нагружение их трубами, что не всегда возможно, например, на небольших глубинах их установки.

К гидравлическим относят все пакеры, резиновые  элементы которых деформируются  и герметизируют колонну за счёт перепада давлений сверху и снизу  пакера. Преимущество таких пакеров  – способность воспринимать перепады давления 50 МПа (500 кгс/см3) и более; недостаток – сравнительная сложность конструкции.

Основным узлом  всех типов пакеров является уплотнительный элемент из специальной резины, который  при воздействии внешней силы расширяется и, упираясь в стенки труб, разъединяет верхнюю часть  колонны этих труб от нижней, находящейся под пакером. 

Уплотнители для эксплуатационных нужд подразделяются по своему назначению.

1. Уплотнители,  применяемые при отборе нефти  и газа из пласта в случае:

а) оборудования, требующего создания в скважине двух изолированных каналов (например, НКТ и уплотнение снизу пространств между НКТ и обсадными трубами при раздельной эксплуатации нескольких пластов);

б) беструбной эксплуатации (подъеме жидкости по обсадной колонне, в нижней части которой установлено  уплотнение);

в) предохранения  от выброса при газопроявлениях (пакер с клапаном-отсекателем).

2. Уплотнители,  применяемые при исследовании  или испытании в случае:

а) раздельного  исследования пластов, вскрытых одной  скважиной;

б) проверки герметичности  обсадной колонны или герметичности изоляции пластов цементным кольцом.

3. Уплотнители,  применяемые при воздействии  на пласт или его призабойную  зону при:

а) гидроразрыве пласта;

б) поддержании  пластового давления;

в) подаче в пласт  теплоносителей. 

Итак, по восприятию перепада давления пакеры подразделяются так:

1.  ПВ - усилие  направлено от перепада давления  вверх;

2.  ПН - усилие  направлено от перепада давления  вниз;

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

По  способности фиксироваться на месте установки пакеры подразделяют:

1.  Я - фиксирующиеся  якорем;

2.  Без обозначения  - самостоятельно фиксирующиеся. 

По  способу посадки  пакеры подразделяют:

1.  Г - гидравлические;

2.  М - механические;

3.  ГМ - гидромеханические;

4.  Без обозначения  - не требующие посадки. 

По  способу съема  пакеры подразделяют:

1.  В - вращением;

2.  Р- разбуриванием;

3.  И - специальным  инструментом;

4.  Без обозначения  - натягом.

По  исполнению:

1.  Без обозначения  - нормальное;

2.  Коррозионностойкие:

·  К1 — углекислотостойкое (СО; не более 10% об.);

·  К2 - сероводородостойкое (Н^З и СО2 не более 10% об. каждого I компонента);

·  КЗ - сероводородостойкое (Нг5 и СО: свыше 10%, но не более I 25% об. каждого компонента);

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

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 и исполнение.

Пакер ПВ-Я-118-14 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.

Пакеры способны воспринимать усилие от перепада давления, направленного как вверх, так  и вниз, могут оставаться в скважине и выполнять свои функции и  без колонны подъемных труб, которую  извлекают после посадки пакера. В этом случае для отсоединения колонны труб от пакера и повторного соединения ее с пакером применяются разъединители колонн типов РК, ЗРК, 4РК, устанавливаемые над пакером. В оставляемую с пакером часть разъединителя перед разъединением при помощи канатной техники устанавливается пробка, перекрывающая пласт, а извлекаемая часть разъединителя поднимается вместе с колонной подъемных труб. Пример обозначения разъединителя колонн: РК 89/145-80-350. РК - разъединитель колонн; 89 - условный диаметр, мм; 145 - диаметр пакера, мм; 80 - - диаметр проходного отверстия, мм; 350 - рабочее давление, кг/см2. 

1.2.3. Клапаны. 

·   Клапаны – отсекатели. 

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 загерметезировано пакером. При обустройстве скважин пакер и клапан – отсекатель обычно устанавливают непосредственно над продуктивным горизонтом.

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. 

Условное обозначение  клапана-отсекателя: К — клапан, А — отсекатель, У — управляемый  с устья, без буквы У — автоматический, цифра 1 или буква М — обозначение модели, первое число — условный диаметр колонны подъемных труб для КАУ и условный диаметр клапана — для КА, второе число — рабочее давление. Например: КА-68-35К1 и КАУ-89-70.

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 устанавливается 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 фиксатором для посадки на ниппель. По способу установки клапаны разделяются на съемные и стационарные. Съемные, как правило, могут сниматься с помощью канатной техники после глушения скважины. Стационарные для замены клапана требуют подъема всего пакера.

По  видам уплотняющего устройства клапаны-отсекатели подразделяются на тарельчатые, шаровые, поршневые  и крановые. 

Тарельчатые клапаны, называемые часто «хлопушкой» состоят из корпуса, тарели, седла и возвратной пружины, работающей на кручение. 

Шаровые клапаны аналогичны клапанам на штанговых насосах. 

Крановые  клапаны состоят из корпуса, запорного элемента, представляющего собой шар со сквозным отверстием, системы поворота запорного элемента и седла. 

Поршневые клапаны могут перекрывать поток за счет закрытия боковых окон в цилиндре или же садиться на седло аналогично тарельчатым или шаровым. В настоящее время наиболее приспособленными к осложненным условиям эксплуатации оказались поршневые клапаны. Тарельчатые и крановые используются в нагнетательных скважинах.

По системе  управления клапаны-отсекатели можно  разделить на управляемые механическим толкателем и срабатывающие за счет перепада давления в под- и надпакерной  зонах. Последняя система подразделяется на системы, срабатывающие от давления, возникающего в процессе эксплуатации и создаваемого устьевым оборудованием.  

Рассмотрим  подробнее схемы  управления: 

а) схема управления клапаном-отсекателем с помощью  механического толкателя позволяет  надежно фиксировать момент открытия и закрытия клапана. В схеме имеется хвостовик, присоединяемый к скважинному насосному агрегату. Как правило, длина толкателя изменяется от 10 до 30 м, хотя может быть и длиннее. Недостатком такой схемы является необходимость при подъеме колонны НКТ при отсутствии перекрытия ствола скважины, что требует установки устьевого сальника. К тому же, в случае изменения глубины подвески насоса и при других обстоятельствах, требуются извлечение и последующая установка пакера на новой глубине, что связано с обязательным глушением скважины. Клапан-отсекатель с рассматриваемой системой управления не перекрывает скважину в аварийных ситуациях, например при обрыве колонны НКТ и падении ее на пакер. 

Однако, несмотря на указанные недостатки и благодаря  простоте исполнения, эта схема применяется в промысловой практике;  

б) схема управления отсекающим клапаном пакера за счет усилия, возникающего от действия гидростатического  давления столба жидкости в скважине, позволяет автоматически управлять  клапаном-отсекателем как в аварийных ситуациях, так и при повседневной эксплуатации. Кроме того, в этой схеме пакер-отсекатель и насосная установка работают независимо друг от друга, благодаря чему изменение глубины подвески насоса в процессе эксплуатации скважины не влечет за собой перестановки пакера. К недостаткам этой схемы по сравнению с первой относится необходимость применения более сложного и дорогостоящего оборудования; 

в) схема управления отсекающим клапаном пакера за счет импульса давления, создаваемого над клапаном, дает возможность работы без устьевого сальника. Однако для переключения клапана из одного положения в другое необходимо наличие насосного агрегата, что усложняет ее эксплуатацию. Как и в первой схеме, отсекающий клапан не срабатывает при аварийных ситуациях. 

Необходимо отметить, что установка пакеров с клапанами-отсекателями имеет следующие существенные недостатки:

·  невозможен или крайне затруднен спуск на забой приборов;

·  при использовании  в скважинах с высоким содержанием  механических примесей возможно попадание осевших частиц на прием насоса и в механизм пакера, что затруднит его демонтаж;

·  создает  на внутренних стенках обсадной трубы  механические повреждения от удерживающих элементов пакеров;