Клапан отсекатель для ремонта скважин

Клапан-отсекатель стационарный управляемый

Клапан — отсекатель управляемый входит в состав колонны НКТ и предназначен для герметичного перекрытия проходного сечения лифтовой колонны при возникновении аварийных ситуаций или проведения технологических операций, требующих отсечения пласта от устья скважины при строительстве, эксплуатации и ремонте газовых и газоконденсатных скважин.

Для удержания створки клапана в открытом положении и исключения влияния давления рабочей среды на гидравлическую систему клапана-отсекателя при проведении ремонтных, профилактических или иных видов работ в скважине, в него устанавливается защитная втулка. Защитная втулка устанавливается и извлекается при помощи набора канатной техники и инструмента спуска-подъема замка.

• Компактная, модульная конструкция, обеспечивающая легкость и удобство, сборки-разборки и ремонта;
• Автоматическая система выравнивания давления;
• Встроенный посадочный ниппель для установки дополнительного оборудования;
• Комбинированное уплотнение створки клапана.

Типоразмер НКТ, мм (дюйм)
Максимальный наружный диаметр, мм	112	122	144	156
Минимальный проходной диаметр, мм	48	59	72	95
Давление рабочей среды, МПа	14, 21, 35, 50, 70
Давление среды управления, МПа	28, 35, 50, 65, 85
Интервал рабочих температур, С	от минус 60 до плюс 90
Тип присоединительных резьб	TMK FMT, KAAB (совместимая с NEW VAM), VAM TOP, JFE BEAR

Устройство и работа клапана КОУ 70/114
Клапан КОУ 70/114 (на рисунке – слева) представляет собой глубинный нормально закрытый клапан, управляемый с поверхности земли путем подачи давления управляющей жидкости в гидравлическую камеру клапана.
Клапан КОУ70/114 состоит из корпуса пружины 1, в который с двух сторон на резьбе ввинчены корпус седла 2 и барабан набивок 3, в которых перемещается блок расходной трубы, состоящий из нижней расходной трубы 4. На концах трубы 4 установлены верхняя расходная труба 5 и фонтанный штуцер 6 (далее — расходная труба клапана).
Верхняя расходная труба 5 выполнена в виде дифференциального поршня и образует с цилиндрической расточкой в барабане набивок 3 гидравлическую камеру 7, соединенную отверстиями 8 и 9 с гидравлической управляющей линией. Герметичность в закрытом положении обеспечивается подпружиненной заслонкой 10, которая установлена на оси вращения и поджата пружиной кручения к седлу заслонки 11.
Герметичность места соединения клапана с посадочным или испытательным ниппелем обеспечивается установкой на барабане набивок 3 уплотнительной набивки. Клапан работает следующим образом.
При отсутствии или низком уровне давления управляющей жидкости в камере 7 (см. рис), расходная труба клапана через набор опорных колец 12 и опорную втулку 13 усилием пружины 14 поджата к торцу камеры 7.
При подаче рабочей жидкости при заданном давлении в камеру 7, расходная труба клапана, преодолевая усилие пружины 14, перемещается по направлению к заслонке 10 и открывает ее.
При снижении давления рабочей жидкости в камере 7 до заданного значения, пружина 14 возвращает расходную трубу клапана в исходное положение, а пружина кручения и давление газа в скважине поджимают заслонку 10 к седлу заслонки 11, закрывая тем самым клапан.
В ниппеле клапан фиксируется при помощи кулачков замка 16.

Устройство и работа клапана КОУ70/114-01
Клапан КОУ70/114-01 представляет собой глубинный нормально открытый клапан (на рисунке-справа).
Принцип действия клапана КОУ70/114-01 основан на использовании для его закрытия перепада давлений газа на его расходной трубе, возникающего при протекании газового потока через расходную втулку определенного проходного сечения.
Герметичность места соединения клапана с посадочным или испытательным ниппелем обеспечивается установкой на барабане набивок 3 уплотнительной набивки.
Клапан работает следующим образом. При расходе газа через клапан, не превышающем заданное (настроечное значение), клапан открыт. При увеличении расхода газа до заранее установленного значения, расходная труба 4 клапана перемещается от заслонки 10, преодолевая сопротивление пружины 14, в результате чего заслонка проворачивается при помощи пружины кручения вокруг своей оси и садится на седло 11. Проходное сечение клапана полностью перекрывается под действием давления газа и перекрывает газовый поток в НКТ скважины.
Настройка клапана КОУ70/114-01 на закрытие, при заданном расходе газа, производится путем изменения усилия пружины за счет установки определенного числа опорных колец 12 и подбора расходной втулки 15 необходимого проходного сечения.
В ниппеле клапан фиксируется при помощи кулачков замка 16.

Преимущества:
Конструкция клапана-отсекателя позволяет создать универсальный клапан, комплектуя, при необходимости, практически из одних и тех же составляющих, гидравлически управляемый или автоматический механический клапан, значительно расширить его функциональные возможности, что в конечном итоге позволит значительно снизить время и затраты на обслуживание скважин.

Источник

Испытания клапанов-отсекателей для защиты продуктивных пластов от жидкостей глушения при смене установки электроцентробежных насосов на месторождениях ПАО «Газпром нефть»

PROНЕФТЬ. Профессионально о нефти. – 2019 — № 1(11). – С. 46-51

А.Е. Кучурин, Е.А. Кибирев, А.М. Кунакова, к.х.н.
Научно-Технический Центр «Газпром нефти» (ООО «Газпромнефть НТЦ»)

Ключевые слова: скважина, глушение, клапан-отсекатель, нефть

Описаны осложнения, встречающиеся при глушении скважин на месторождениях компании П. Представлены результаты испытаний различных конструкций и различных принципов действия. Приведены их преимущества и недостатки, выявленные в ходе испытаний, проведенных в различных регионах присутствия компании.

Test of shut-off valves for protection of reservoir from kill fluids during reinstall ESP at oil fields of Gazprom neft

PRONEFT». Professional’no o nefti, 2019, no. 1(11), pp. 46-51

A.E. Kuchurin, E.A. Kibirev, A.M. Kunakova
Gazpromneft NTC LLC, RF, Saint-Petersburg

Keywords: well, well killing, shut-off valve, oil

In the article describes the complications encountered during kill of wells at the fields of the company Gazprom Neft. Presented of the results of the field test trials of valves of various designs and various principles of action. Presented their disadvantages and advantages identified during the tests conducted in various regions of the Company’s presence are presented.

Введение

В настоящее время большинство месторождений компании находится на зрелой стадии разработки, когда проблема глушения скважин становится особенно актуальной [1]. Первоочередной задачей является предотвращение поглощения технологических жидкостей глушения и последующих осложнений [2]. В условиях низких пластовых давлений или при высоком газовом факторе жидкости глушения способны проникать в продуктивные пласты и снижать их фильтрационные характеристики. При недостаточном объеме исследований скважин возможны ошибки в определении пластового давления и, как следствие, выбор жидкости глушения с плотностью, не соответствующей скважинным условиям. Так, в 2015 г. причинами повторных глушений скважин в одном из дочерних обществ компании «Газпром нефть» стали поглощение технологических жидкостей глушения вследствие недостоверного и нестабилизированного пластового давления (53 % случаев) и наличие зон разломов (47 %). В 2016 г. 89 % поглощений вследствие недостоверно определенного пластового давления, 11 % – из-за ранее проведенных обработок призабойной зоны пласта.

При наличии пластов с аномально высоким пластовым давлением требуется применение утяжеленных жидкостей глушения, что влечет за собой значительные финансовые затраты [3].

Указанные факторы создают ряд проблем при освоении и выводе скважин на режим. Для восстановления притока пластовых флюидов к скважине может потребоваться дополнительное воздействие на призабойную зону пласта или значительно увеличиться время вывода скважины на установившийся технологический режим.

С целью предотвращения перечисленных осложнений в компании реализуется технологическая стратегия по повышению эффективности эксплуатации скважин, одно из направлений которой – поиск и испытание технологий, направленных на снижение негативного воздействия технологических жидкостей глушения на продуктивные пласты. По результатам поиска и анализа имеющихся на рынке технологий сотрудники компании приняли решение провести опытно-промысловые испытания (ОПИ) клапанов-отсекателей различных производителей:
ООО НПФ «Октябрьский пакер», ООО «Комплекс», АО «Сибнефтемаш», ЗАО «ИПЦ Фактор-К» и ООО «Нью Тек Сервисез». Продолжительность ОПИ составила 180 сут.

Все испытываемые клапаны-отсекатели, устанавливаются в эксплуатационной колонне на 10–30 м выше продуктивного пласта. Конструкции всех клапанов позволяют проводить смену установки электроцентробежных насосов (УЭЦН) без глушения скважин [4], предварительно обеспечив замещение флюида в затрубном пространстве на раствор глушения.

Клапаны-отсекатели, предназначенные для защиты продуктивного пласта от влияния жидкостей глушения, можно разделить на клапаны, работающие при пластовом давлении ниже гидростатического, и клапаныотсекатели двухстороннего действия, которые защищают пласт при любом пластовом давлении.

Испытание клапанов-отсекателей в ооо «газпромнефть-хантос»

В ООО «Газпромнефть Хантос» проводили испытания двух комплектов клапанов-отсекателей 1ПРОК-КЗП (рис. 1) производства ООО НПФ «Октябрьский пакер». Открытие и закрытие клапана-отсекателя такого типа осуществляются посредством создания гидростатического давления над клапаном. Давление открытия и закрытия клапана регулируется в пределах 5–15 МПа поджатием регулировочной пружины.

Для проверки работоспособности конструкции клапана-отсекателя провели испытания оборудования в добывающих скважинах Приобского месторождения. Выбор скважинкандидатов осуществляли в порядке отказа УЭЦН и выхода скважин в текущий ремонт. Первый клапан установили в феврале 2017 г. в скв. 1 на глубине 2820 м при периодическом режиме работы скважины, второй – также в феврале 2017 г. в скв. 2 при постоянном режиме работы скважины. Параметры работы скважин представлены в таблице.

После установки клапанов-отсекателей выполнили их контрольное закрытие, провели гидравлические испытания скважинного оборудования, результат был получен отрицательный. После консультаций с производителем оборудования приняли решение об извлечении клапанов-отсекателей во время ремонта и отправке производителю для доработки.

Испытание клапанов-отсекателей в ооо «газпромнефть-оренбург»

В ООО «Газпромнефть Оренбург» прошли испытания три клапана-отсекателя КЗП ДОК146 (рис. 2) производства компании ООО «Комплекс». Установка клапана-отсекателя возможна в скважинах с углом наклона до 89°. Открытие и закрытие клапана происходят за счет перепада давления в подпакерной и надпакерной зонах. При доливе жидкости глушения в скважину клапан-отсекатель закрывается, при работе насоса и снижении гидростатического уровня жидкости над клапаном-отсекателем – открывается. Клапан-отсекатель предназначен для установки в скважинах с пластовым давлением ниже гидростатического.

Для проверки работоспособности конструкции клапаны-отсекатели испытали в добывающих скважинах Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения. Первый клапан-отсекатель установлен в феврале 2017 г. в скв. 3, второй – в мае 2017 в скв. 4, третий – в июне 2017 г. в скв. 5. Все скважины работают в постоянном режиме. Параметры работы скважин представлены в таблице. После установки клапанов-отсекателей выполнили их контрольное закрытие, провели гидравлическое испытание скважинного оборудования, результат получен положительный.

Испытание клапанов-отсекателей в ооо «газпромнефть-восток»

В ООО «Газпромнефть-Восток» выполнили испытание одного клапана-отсекателя 2 ПД-КО (рис. 3) производства АО «Сибнефтемаш». Установка клапана-отсекателя возможна в скважинах с углом наклона до 89°. Открытие и закрытие клапана происходят за счет перепада давления в подпакерной и надпакерной зонах: при замещении флюида в затрубном пространстве клапан-отсекатель закрывается, при работе насоса и снижении гидростатического уровня жидкости – открывается. Клапан-отсекатель применяется в скважинах с пластовым давлением ниже гидростатического.

Для проверки работоспособности конструкции клапана-отсекателя оборудование испытали в добывающей скважине Урманского месторождения. Клапан-отсекатель установили в июне 2017 г. в скв. 6. Параметры работы скважины представлены в таблице.

После установки клапана-отсекателя выполнили контрольное закрытие. Для проверки работоспособности оборудования провели гидравлические испытания скважинного оборудования, результат – положительный.

Испытание клапанов-отсекателей в ооо «газпромнефть-ноябрьск»

В ООО «Газпромнефть-Ноябрьск» выполнили испытания трех клапанов-отсекателей ИРТ-500 (рис. 4) производства компании ООО «Фактор-К». Клапанный механизм плунжерного типа с механической фиксацией плунжера в крайних положениях за счет защелки лабиринтного типа, примененный в конструкции клапана-отсекателя, может устанавливаться во всех типах скважин как с низким, так и с высоким пластовым давлением. В случае необходимости перекрытия скважины для замены УЭЦН в ней создается давление, превышающее внутрискважинное на 7 МПа. При этом шар клапанной пары попадает в седло, перекрывая поток рабочей жидкости через клапан. Плунжер с механизмом переключения сдвигается вниз на величину хода штифтов в канавках механизма переключения. Пазы плунжера и отверстия муфты разобщаются. Рабочая среда, находящаяся в полости плунжера и ограниченная механизмом переключения, дросселирует через отверстия плунжера и межтрубное пространство и вытесняется в подклапанную зону, демпфируя ударные нагрузки. В конце хода механизм переключения поворачивается на 45° за счет профиля канавок. При снятии подаваемого в скважину давления рабочая среда под действием внутрискважинного давления, поднимаясь из подклапанной зоны, приводит в движение механизм переключения, и клапан закрывается. Для открытия клапана-отсекателя необходимо снова создать давление в скважине и снять его. При создании давления клапан переключится в промежуточное положение, при снятии давления механизм переключения открывается.

Проверку работоспособности оборудования провели в трех добывающих скважинах Вынгапуровского и Спорышевского месторождений. Параметры работы скважин представлены в таблице.

Первый клапан-отсекатель установлен в ноябре 2016 г. в скв. 7 Вынгапуровского месторождения. Скважина эксплуатируется в режиме периодических кратковременных включений. Клапан-отсекатель находится в работе более 550 сут. За это время провели две проверки работоспособности оборудования с помощью гидравлических испытаний, результат – положительный. Второй клапан-отсекатель установили в мае 2017 г. на скв. 8 Спорышевского месторождения. Клапан отработал 42 сут. Провели проверку оборудования на работоспособность с помощью испытания скважины на герметичность, результат положительный. Однако в процессе создания давления для открытия клапана произошло нарушение герметичности эксплуатационной колонны, что не позволило активировать клапанный механизм и перевести его в открытое состояние. После ряда технологических операций клапан-отсекатель извлекли из скважины. Осмотр оборудования показал, что его полости забиты песком. Выполнив очистку от песка, провели проверку оборудования на работоспособность, результат – положительный.

Третий клапан-отсекатель установили в скв. 9 Вынгапуровского месторождения. Клапан-отсекатель находился в скважине 9 сут. За это время скважину не смогли вывести на режим из-за отсутствия притока. Оборудование было извлечено из скважины. Осмотр клапана-отсекателя показал, что его полости забиты песком. Выполнив очистку оборудования от песка, провели проверку на работоспособность, результат – положительный.

Испытания клапанов-отсекателей в ооо «газпромнефть-муравленко» филиал ао «газпромнефть-ноябрьскнефтегаз»

В ООО «Газпромнефть-Муравленко» испытывался один образец клапана-отсекателя FPV «Defender» (рис. 5) производства ООО «Нью Тек Сервисез». Клапан-отсекатель предназначен для всех типов скважин, эксплуатирующихся с помощью УЭЦН. Он представляет собой двухплашечную систему двухстороннего действия, рассчитаную на перепад давления над и под клапаном до 35,0 МПа, которая механически открывается и закрывается при помощи толкателя. Толкатель, устанавливаемый под УЭЦН, представляет собой трубу длиной около 1,5 м. При спуске УЭЦН на заданную глубину толкатель проходит в корпус клапана-отсекателя и открывает плашки с запорным механизмом. При извлечении УЭЦН толкатель выходит из корпуса клапана-отсекателя и запорный механизм с плашками закрывается. Конструкция клапана-отсекателя позволяет проводить пластовые исследования скважины при извлечении УЭЦН, спуская прибор, установленный в колонне НКТ вместо толкателя. Клапан-отсекатель в апреле 2017 г. установлен в скв. 10 Романовского месторождения. Параметры работы скважины приведены в таблице. Клапан-отсекатель находился в работе 14 сут. За это время скважину не смогли вывести на режим. Извлекли оборудование и провели разбор ситуации, который показал, что полость клапана-отсекателя забита предположительно нефтепесчанопарафинистыми отложениями с присутствием в них клямсы, металлической проволоки, окалины, резиновых элементов стороннего происхождения и др. Было сделано заключение о низком качестве подготовки скважины и проведения спускоподъемных операций.

Испытания и опытная эксплуатация рассмотренных в компании будут продолжены. Наиболее совершенные конструкции планируется применять серийно.

Выводы

1. Испытано пять различных конструкций . Положительные результаты получены при испытании клапановотсекателей КЗП производства и 2 производства .
2. Причины неуспешных испытаний заключаются в конструктивных недоработках клапанов ( производства ООО ), а также низком качестве подготовки скважин и проведения спускоподъемных операций ( производства , FPV «Defender » производства )
3. , предназначенные для установки в скважинах с пластовым давлением ниже гидростатического и высоким газовым фактором, имеют простую конструкцию и успешно прошли испытания на активах компании (КЗП и 2 ). Их недостаток — ограниченность применения.
4. , предназначенные для установки в скважинах с пластовым давлением выше гидростатического, имеют высокий потенциал применения ( и FPV «Defender»). К недостаткам такого типа можно отнести сложность конструкции и повышенные требования к качеству изготовления оборудования и подготовки скважины при текущем и капитальном ремонтах.

Список литературы

1. Технологические основы освоения и глушения нефтяных и газовых скважин / , , , . — М.: Недра, 2001. — 543 c.
2. Кадетов и технологии для эксплуатации осложненного фонда скважин // Инженерная практика. — 2016. — № 4. — С. 31–37.
3. Кунакова А.М., Дурягин экономической эффективности глушения скважин с использованием новых технологических жидкостей // PROНЕФТЬ. — 2016. — № 2. — С. 61–63.
4. Ануфриев нефти механизированными способами на шельфе — МЛСП «Приразломная» // Нефтегазовая вертикаль. — 2015. — № 17–18. — С. 92–93.

Reference

1. Basarygin Yu. M., Tekhnologicheskie osnovy osvoeniya i glusheniya neftyanykh i gazovykh skvazhin (Technological basis for the development and killing of oil and gas wells), Moscow: Nedra Publ., 2001.
2. Kadetov A. Equipment and technologies of the Packer company for the operation of a complicated well stock (In Russ.), Inzhenernaya praktika, 2016, no. 4, pp. 31–37.
3. Kunakova A.M., Duryagin The improvement of economic efficiency of the well control process by the implementation of new process liquids (In Russ.), PRONEFTʹ. Professionalʹno o nefti, 2016, no. 2, pp. 61–63.
4. Anufriev S.N., Oil production by mechanized methods on the shelf — Prirazlomnaya OIFP (In Russ.), Neftegazovaya vertikal’, 2015, no. 17–18. pp. 92–93.

Ссылка на статью в русскоязычных источниках:

The reference to this article in English is:

Источник