Устьевое и внутрискважинное оборудование с применением колтюбинговой технологии на Асяновской площади

Насосно-компрессорные  трубы

Из насосно-компрессорных  труб (НКТ) составляются колонны, спускаемые в скважину. Колонны НКТ служат для следующих целей:

1. подъема на поверхность отбираемой из пласта жидкости, смеси одной жидкости и газа или одного газа.

2. подачи в скважину жидкости или газа (осуществления технологических процессов, интенсификации добычи или подземного ремонта);

3. подвески в скважине оборудования;

4. проведения в скважине ремонтных, в том числе бурильных, работ.

Пакеры

Пакеры (рис.5) служат для разобщения частей ствола скважины по вертикали и герметизации нарушенных участков обсадной колонны, для разобщения зон затрубного пространства, расположенных выше и ниже пакеров. Их применяют в обсадной (эксплуатационной) колонне нефтяных, газовых и нагнетательных скважинах при их эксплуатации, ремонте. Перепады давления, воспринимаемые пакерами, находятся в интервале от 5 до 70 МПа. Температура окружающей среды при эксплуатации скважин может изменяться от 20 до 100°С, а при тепловом воздействии на пласт достигает в некоторых случаях 300-400 °С. Пакер типа ПН-ЯМ (рис.5) предназначен для разобщения пространств эксплуатационной колонны нефтяных и газовых скважин и защиты ее от воздействия пласта, состоит из уплотнительного устройства, плашечного механизма и фиксатора типа байонетного замка. На стволе пакера свободно насажены конус и уплотнительные манжеты. Плашки входят в пазы плашкодержателя и прижимаются к конусу за счет усилия пружин плашкодержателя. Корпус фонаря соединен с замком, имеющим фигурный паз, в котором может перемещаться палец, связанный со стволом. Посадка пакера проводится путем приподъема труб на величину, необходимую для создания на пакер расчетной осевой нагрузки, поворота его на 1,5-2 оборота вправо и затем спуска труб вниз. Благодаря трению башмаков о стенку эксплуатационной колонны обеспечивается неподвижность корпуса фонаря и плашек. Палец при повороте скользит по фигурному пазу и опускается вниз совместно со стволом.

Рис. 5 Конструкция пакера ПН-ЯГМ:

1 - муфта; 2 - упор манжет; 3 - манжета; 4 - ствол; 5 - обойма; 6 - конус; 7 - шпонка; 8 - плашка; 9 - плашкодержатель; 10 - винт; 11 -кожух; 12 - поршень; 13 -корпус клапана; 14 -шарик; 15 - седло; 16 - срезной винт.

 

Якори предназначены для предотвращения скольжения скважинного оборудования внутри эксплуатационной колонны труб.

На ствол якоря ЯГ установлен конус, имеющий направляющие для  плашек, вставленных в Т-образные пазы плашкодержателя. Якорь спускается в скважину на колонне подъемных  труб. Заякоривание происходит при  подаче жидкости в трубы под давлением.

Разъединитель колонны

Для обеспечения возможности  ремонта скважин без глушения применяются разъединители колонн. Разъединитель позволяет поднимать колонну НКТ вместе со смонтированным на ней оборудованием, не срывая пакера.

Клапаны-отсекатели

Для исключения открытого  фонтанирования, при аварийном разрушении устьевого оборудования или во время  ремонтных работ, скважины, способные  фонтанировать, оборудуются клапанами-отсекателями, размещенными ниже устья скважины. Они предназначены для разъединения нижней фильтровой части скважины от верхней части.

Скважинные камеры

Скважинные камеры (рис. 6) предназначены для посадки газлифтных или ингибиторных клапанов, глухих или циркуляционных пробок при эксплуатации нефтяных скважин фонтанным или газлифтным способами.

 

Рис. 6 Скважинные камеры типов К (а); КН (б); КТ (в):

1 - наконечник; 2 - рубашка; 3 - карман; 4 - газоотводящий патрубок; 5 - направляющая.

 

 

 

 

 Расчетно-техническая  часть

 

Рассчитать трехинтервальный профиль наклонно-направленной скважины со следующими данными, приведёнными в  таблице – 2

Таблица – 2 – Данные наклонно-направленной скважины № 7

№ скважины	Глубина   Н, м	Отклонение А, м	Глубина зарезки (вертик. уч.) Нв, м	Азимут φ,  град.	Интенсивность искривления i, град/м
23	1745	410	600	145	1,5

 

Дано:

Н, м – глубина скважины

А, м – отклонение забоя скважины от устья

Н_в, м – глубина зарезки вертикального участка

φ , град – азимут

i, град/м – интенсивность набора угла кривизны

 

Найти:

R₁ – радиус кривизны участка искривления

H₁ – глубина участка набора кривизны

Н₂ – глубина наклонно-прямолинейного участка

А₁ – отклонение от устья участка набора кривизны

А₂ – отклонение участка наклонно-прямолинейного

α – зенитный угол

L_общ – длинна ствола скважины

 

Решение:

Находим радиус кривизны:

R₁ = 57.3 / i × 10

R₁ = (57.3 / 1,5) × 10 =  382м

R₁ – выбирают на 10 – 20% больше расчетного, значит

R₁ = 382 + 10% = 420,2 м

 

Находим максимальный угол наклона скважины:

α = R₁(R₁-A) + H₀ × √H₀² + A² – 2AR₁/(R₁ – A)² + H₀²

где H₀ = H – H_в

H₀ = 1745 – 600 = 1145м

α = (420.2 (420.2  – 410) + 1145(√(1145² + 410² – 2 × 410 × 420,2))) / ((420,2 – 410)² + 1145²) = 0.86533≈30^o 

α = 30^o

Определяем проекцию участка  набора кривизны:

На горизонтальную плоскость:

            А₁ = R₁(1 – cosα) = 420,2 × (1 –0,865) ≈ 56,72м

На вертикальную плоскость:

            Н₁ = R₁ × sinα = 420,2 × 0,5 = 210 м

 

Определяем проекцию наклонно-прямолинейного участка на вертикальную плоскость:

Н₂ = Н – (Н_в + Н₁) = 1745 – (600 + 210) = 935 м

Рассчитываем длину участка  набора кривизны:

l₂ = 0.01745 × R₁ × α = 0.01745 × 420,2 × 30 = 220 м

Находим длину наклонно-прямолинейного участка:

l₃ = H₂ / cosα = 935 / 0,865 = 1080,9 м

Определяем горизонтальную проекцию прямолинейно-наклонного участка:

A₂ = H₂× tgα = 935  × 0,5774 = 539,87 м

Суммарную фактическую длину  отклонения:

А_ф = А₁ + А₂ = 56,72+ 539,87= 596,59м

Находим погрешность в  определении угла наклона:

∆α = arctg( × ((А – А_ф) / l₃) × cosα) = arctg × (((410 – 596,59) / 1080,9) × 0,865)≈

≈ 8.5⁰

 Определяем длину ствола  по профилю:

L_общ = l₁ + l₂ + l₃

l₁ = H_в = 600м

L_общ = 600 + 220+ 1080,9= 1901 м

 

 

 

 

 Строим таблицу с  полученными данными:

 

R1	H1	H2	A1	A2	Aф	α	Lобщ
420,2 м	210 м	935 м	56,72 м	539,87 м	596,59 м	300	1900 м