1232

В колонну нагнетают жидкость, которая через отверстие А поступает под поршень 22. Под давлением жидкости поршень

18 на конус 17. Фиксирующие штифты 16, связывающие корпус* пакера с нижним 17 и верхним 13 конусами, срезаются. Уплот­ нители с конусами сдвигаются вверх, нижние шлипсы 18, пе^ ремещаясь вверх по конусу 17, разрывают ленту 11 и выдви­ гаются наружу. Резиновые уплотнители 15, расширяясь, раз­ общают и герметизируют верхнюю и нижнюю зоны затрубногопространства пакера. Шлипсы при этом удерживают пакер в.- стволе скважины.

При подъеме колонны НКТ прикладывается дополнитель­ ная растягивающая нагрузка, штифты 6 срезаются, перевод­ ник 7 с колонной НКТ извлекают на поверхность, а пакероставляют в скважине.

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

Извлекаемый съемный пакер (рис. II. 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 дефор­ мирует манжеты 11, герметизирующие и разобщающие зоны выше и ниже пакера. При опускании толкателя 17 шлипсы 2(У с пружиной 19 выдвигаются по корпусу 21 и заякоривают па­ кер в эксплуатационной колонне 18. Освобождают пакер вра­ щением и приподниманием колонны НКТ. При этом срезают­ ся 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 1. В ре­ зультате создается сообщение центрального канала пакера через отверстие 3 во втулке 2 с затрубным пространством. Во время дальнейшего поворота муфта 5 свинчивается с верх­ ней 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' освобождаются от торцовых упоров 10 и 13. После этого пакеризвлекают 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.

Рис. 11.13. Якорь автономного действия

Рис. 11.14. Конструктивная схема дистанци­ онно управляемого клапана-отсекателя пла­ ста

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 эксплуата­ ционных колонн диаметрами 146 и 168 мм.

Клапаны-отсекатели пласта отличаются способами управ­ ления, соединения с колонной, расположением в колонне и проходными каналами. Различают автоматические и управляе­ мые клапаны. Автоматические подразделяют на срабатываю­ щие при уменьшении давления в зоне их установки или при превышении заданного расхода потока. По способу соедине­ ния с колонной клапаны бывают съемные, которые устанав­ ливаются в ниппеле на колоннах инструментами, спускаемыми

ляющие перекрывать фонтанирующую скважину в любой мо­

садочный ниппель 2 с муфтой 9, к которому подведена наруж­ ная линия управления 3. Корпус его состоит из трубы 4, стака­ на б и хвостовика 16 с подвижным клапанным узлом, вклю­ чающим 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 от­ секателя две камеры. Верхняя герметичная, в ней помещен кольцевой поршень 10. Эта камера через отверстие Б в корпу­ се соединена с трубкой управления 3. Полость ниппеля А гер­ метизирована уплотнениями 5 и 7 на поверхности отсекателя. Эти же уплотнения герметизируют соединения клапана в нип­ пеле.

Пружина 15 упирается в регулировочные шайбы 14 и через втулку 17 в корпус отсекателя. Верхний конец отсекателя за­ канчивается замком 1, фиксирующим клапан на ниппеле НКТ. После установки клапана в ниппеле по трубе управления в верхнюю камеру подается рабочая жидкость. Поршень 10 пе­ ремещается 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 положе­ ние, при котором сквозное отверстие совпадает с каналом ■клапана. Давление в камере удерживает пружину 15 в откры­ том положении. При снижении давления в камере (в случае

.аварии с наземным оборудованием или по команде сверху) усилие пружины и давление скважинной жидкости на пор­ шень отводят клапанный узел в крайнее положение, при кото­ ром шар с седлами занимает положение «Закрыто». Отсекатель открывается вновь при действии давления в его верхней камере.

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

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

Ц и р к у л я ц и о н н ы й к л а п а н предусмотрен для вре­ менного сообщения центрального прохода колонны с затрубным пространством при промывках забоя, затрубного пространства и колонны НКТ, обработке призабойной зоны различными хи­

влекают 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 11. К верхнему переводнику 2 присоединяют муфту 1. В открытом и закрытом положениях втулка 3 удер­ живается 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 от­ верстия а и б на корпусе и втулке. Управление осуществляет­ ся с помощью специального инструмента, вставляемого в верх­ нюю проточку д втулки 3 для ее смещения вверх при открытии или в нижнюю проточку е для ее смещения вниз при закрытии

клапана.

У р а в н и т е л ь н ы й к л а п а н применяют для выравни­ вания давления запорного элемента скважинного аппарата для его открытия или извлечения из колонны в комплекте с кла­ панами-отсекателями, глухими пробками, приемными клапа­ нами. Этот клапан (рис. 11.16) состоит из корпуса 1, в стенку

Рис. 11.16. Уравнительный кла­ пан

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

П р и е м н ы й к л а п а н используют для посадки пакера и других видов работ, когда требуется перекрыть проход ко­ лонны для создания в ней давления. После посадки пакер

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

шар 5. На корпус надевают кожух 3 с головкой под ловитель. На боковой поверхности кожуха выполнены окна, сообщаю­ щиеся с внутренней полостью клетки. Юбка кожуха перекры­

штифтом 2, вставленным в стержень 1. Клапан в непроходном ниппеле герметизируется уплотнениями 8. При извлечении кла­ пана срезается штифт 2 и кожух 3 смещается вверх до упора о головку стержня 1, уравнительное отверстие открывается, а давление над шариком 5 и под ним выравнивается, после чего клапан легко извлекается из ниппеля.

нием, постоянно ее перекрывает и обеспечивает возможность глушения скважины для предотвращения аварий. Такие кла­ паны применяют также вместе с газлифтными, они перекры­ вают проход в межколонное пространство обратному потоку жидкости. Иногда их устанавливают без пружин и в этом ис­

ции прохода колонны в посадочном ниппеле по уплотняемой цилиндрической поверхности. Они имеют корпус 3, внутри ко­ торого установлен подпружиненный поршень 2, уплотнитель­ ные кольца 1 которого в отжатом положении пружины 4 пе­ рекрывают каналы в боковых стенках корпуса, соединяющие затрубное и трубное пространства. При установке пробки спу­ скной инструмент отжимает поршень 2, и пробка спускается в скважину, позволяя циркулировать жидкости через открытым канал. После посадки пробки и извлечения спускного инстру­ мента поршень 2 перекрывает канал, герметизируя централь­ ный проход колонны. При необходимости извлечения пробки

ипод пробкой.

Пос а д о ч н ы й н и п п е л ь — элемент сборки колонны для

скважинных работ, представляет собой патрубок с радиально расположенными каналами. Он предназначен для установки

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

В остальных схемах с учетом изменения условий эксплуа­ тации те или иные элементы из компоновки исключаются. Так, например, может отсутствовать телескопическое соедине­ ние, ингибиторный клапан и разъединитель колонны. По ана­ логичному принципу компонуются комплексы КУСА-73-500.

Для обеспечения возможности ремонта скважин под давле­ нием в комплексах скважинного оборудования иногда приме­ няют разъединители колонн. При перекрытии проходного от­ верстия пакера и отсоединения от него колонны НКТ замена элементов этой колонны или другие ремонтные работы, свя­ занные с подъемом и спуском, осуществляются без глушения скважины.

Р а з ъ е д и н и т е л ь к о л о н н ы Р К (рис. 11.20) состоит из головки 7, верхней 2 и нижней 5 цанг, цилиндра 3 и штока 4. Колонну НКТ от скважинного оборудования отсоединяют инструментом, спускаемым на проволоке или канате. Толка­ тель инструмента, передвигая цангу 2 вверх, отсоединяет трубы от скважинного оборудования, а двигая цангу вниз, соединяет их.

Разъединители колонн выпускают нескольких типоразме­ ров для эксплуатации в средах с различным содержанием аг­ рессивных компонентов.

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

Нефтяным и газовым промыслам клапаны-отсекатели пла­ ста поставляются комплектно.

Современные комплексы оснащены станциями управления, рассчитанными на одиночную нефтяную или газовую скважи­ ну 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 сле­

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

А

утяжеленного раствора. Затем тем же агрегатом закачивают воду для вытеснения из нее бурового раствора меньшей плот­ ности. После этого воду заменяют в стволе скважины нефтью (в целях экономии нефти эта последняя операция иногда вы­ падает из процесса). Если после указанных операций скважи­ на не возбуждается и не начинает работать, то открывают на Vs оборота вентиль 3 и перепускают в кольцевое пространство ^сжатый воздух (газ), поступающий от передвижного компрес­ сора, 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 сква­ жину на первой скорости поступает вода.

После того как пузырьки сжатого воздуха (газа) дойдут до башмака подъемных труб, давление, фиксируемое маномет­ рами 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 со­ кращают подачу жидкости, регулируя подачей агрегата 11 ли­ бо вентилем 4 до полной остановки агрегата и перехода к вы­

скважина не заполнена до устья, то применяют так называе­ мый метод газожидкостных и воздухожидкостных «подушек». Заключается он в том, что при закрытых вентилях 3, 4 и 5 (см. рис. II.7) через вентили ) 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 по­ казаниям манометра). Затем открывают вентиль 2 (на Vs обо­

ра, устанавливаемая на устье первых, аналогична фонтанной арматуре и имеет то же назначение — герметизацию устья, подвеску подъемных труб и возможность осуществления раз­ личных операций по переключению направления закачиваемо­ го 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 цент­ ральные трубы. При интенсивном отложении парафина арма­