Оборудование лифтовой колонны

Кратко о главном

Каждую функцию лифтовой колонны выполняет свой элемент: пакер изолирует затрубье, клапан-отсекатель перекрывает поток, ниппель принимает пробку, циркуляционный клапан или скважинная камера сообщают трубы с затрубьем. Набор ограничивают необходимым: каждый элемент — ещё и место отказа.
Пакер держится плашками, которые конусы врезают в стенку колонны, и уплотняет резиновым элементом. Извлекаемый пакер снимают натяжением или вращением, неизвлекаемый — фрезеруют. Механический пакер держит перепад в том направлении, в котором его посадили, если у него нет плашек обратного направления или якоря.
При изменении давления и температуры НКТ меняют длину: охлаждение, давление в трубах (раздувание) и сила давления на уплотнения укорачивают их, нагрев удлиняет. Свободные уплотнения скользят — им нужен запас хода; закреплённые передают силу на пакер и трубы.
Сила давления на уплотнительный узел — это изменения давления, умноженные на кольцевые площади между каналом пакера и внутренним и наружным диаметрами НКТ. Если канал пакера шире труб, давление в затрубье эту силу уменьшает.
Клапан-отсекатель открыт, пока линия управления под давлением, и закрывается пружиной, когда давление сброшено. Столб жидкости в линии мешает закрытию, поэтому глубину установки ограничивает давление закрытия клапана.
Ниппель — профиль под замок и полированный канал под уплотнения. Селективные ниппели одного размера, самый нижний — с упором. Каждый ниппель сужает проход, а сужения размывают трубы — над ними и под ними ставят толстостенные патрубки.

Ключевые соотношения

\Delta F_{\text{п}} = (A_{\text{п}} - A_{\text{вн}})\,\Delta p_{\text{в}} - (A_{\text{п}} - A_{\text{н}})\,\Delta p_{\text{н}}

сила давления на уплотнительный узел в пакере (вверх положительна)

F_{\text{б}} = 2\nu\,(\Delta\bar p_{\text{в}} A_{\text{вн}} - \Delta\bar p_{\text{н}} A_{\text{н}})

раздувание труб; $2\nu = 0{,}6$ для стали

F_{\text{т}} = E\,\alpha\,A_s\,(-\Delta\bar T)

температура: $E\alpha \approx 2{,}57$ МПа на °C

\Delta L = \dfrac{F\,L}{E\,A_s}

укорочение свободных труб под действием суммы сил $F$

p_{\text{у}} \ge p_{\text{в}}(H) + p_{\text{откр}} - \rho_{\text{у}}\,g\,H

давление в линии управления клапана-отсекателя на поверхности

Где чаще всего ошибаются

Считать, что раз пакер посажен, с трубами ничего не происходит: при обработке пласта или закачке холодной воды НКТ укорачиваются на метр и больше.
Ставить пакер, посаженный весом труб, в нагнетательную скважину: давление снизу и укорочение труб снимают с него нагрузку.
Забывать, что каждый ниппель сужает проход: устройство для нижнего ниппеля должно пройти через все верхние.
Ставить клапан-отсекатель «поглубже для надёжности»: столб жидкости в линии управления может не дать ему закрыться.
Не иметь плана на случай, если циркуляционный клапан не закроется после глушения.

После урока вы сможете

назвать элементы, которые выполняют функции лифтовой колонны, и объяснить, почему они стоят именно в таком порядке;
сравнить извлекаемые и неизвлекаемые пакеры и способы их посадки и выбрать пакер с учётом направления нагрузок;
рассчитать силу давления на уплотнительный узел в пакере, изменение длины НКТ от давления и температуры и нагрузку на пакер при свободных и закреплённых уплотнениях;
выбрать уплотнительный узел — с фиксатором, с упором или телескопическое соединение — по ожидаемому перемещению труб;
объяснить устройство клапанов-отсекателей, извлекаемых с НКТ и на канате, и рассчитать давление в линии управления и предельную глубину установки;
описать посадочные ниппели, циркуляционные клапаны и скважинные камеры: что в них устанавливают и как они отказывают.

Лифтовая колонна сверху вниз

В уроке Заканчивание скважины: вскрытие пласта и лифтовая колонна перечислены функции лифтовой колонны: удерживать давление и вести поток, изолировать затрубное пространство, перекрывать поток ниже устья, глушить НКТ пробкой и сообщать трубы с затрубьем (функции лифтовой колонны). Здесь разобрано, как устроены элементы, которые эти функции выполняют, и почему каждый стоит на своём месте.

СхемаЛифтовая колонна фонтанной скважины с неизвлекаемым пакером (схема, не в масштабе): от подвески НКТ на устье до воронки на нижнем конце. Над пакером — уплотнительный узел с упором, под ним — ниппели, перфорированный патрубок и манометр в нижнем ниппеле.

Элементы лифтовой колонны: что делают и где стоят

Элемент: Подвеска НКТ, фонтанная арматура
Что делает: держат вес труб, уплотняют затрубье на устье, управляют потоком
Где стоит: устье

Элемент: Клапан-отсекатель
Что делает: перекрывает поток, если устье повреждено или снято
Где стоит: десятки — сотни метров ниже устья

Элемент: Толстостенные патрубки
Что делает: принимают эрозию от вихрей у сужений
Где стоит: над и под клапаном и ниппелями

Элемент: Скважинная камера
Что делает: газлифт, ввод реагентов, аварийная циркуляция
Где стоит: на глубинах по расчёту газлифта

Элемент: Циркуляционный клапан
Что делает: сообщает НКТ с затрубьем для промывки и глушения
Где стоит: как можно ниже над пакером

Элемент: Уплотнительный узел, компенсатор, разъединитель
Что делает: позволяют трубам менять длину и подниматься без пакера
Где стоит: над пакером и в нём

Элемент: Пакер
Что делает: изолирует затрубное пространство
Где стоит: как можно ближе к кровле пласта

Элемент: Посадочные ниппели
Что делает: принимают пробку, манометр, штуцер, обратный клапан
Где стоит: над пакером и под ним

Элемент: Перфорированный патрубок
Что делает: второй вход потока, если конец НКТ перекрыт прибором
Где стоит: над нижним ниппелем

Элемент: Воронка
Что делает: возвращает канатный инструмент в НКТ
Где стоит: нижний конец

Элемент	Что делает	Где стоит
Подвеска НКТ, фонтанная арматура	держат вес труб, уплотняют затрубье на устье, управляют потоком	устье
Клапан-отсекатель	перекрывает поток, если устье повреждено или снято	десятки — сотни метров ниже устья
Толстостенные патрубки	принимают эрозию от вихрей у сужений	над и под клапаном и ниппелями
Скважинная камера	газлифт, ввод реагентов, аварийная циркуляция	на глубинах по расчёту газлифта
Циркуляционный клапан	сообщает НКТ с затрубьем для промывки и глушения	как можно ниже над пакером
Уплотнительный узел, компенсатор, разъединитель	позволяют трубам менять длину и подниматься без пакера	над пакером и в нём
Пакер	изолирует затрубное пространство	как можно ближе к кровле пласта
Посадочные ниппели	принимают пробку, манометр, штуцер, обратный клапан	над пакером и под ним
Перфорированный патрубок	второй вход потока, если конец НКТ перекрыт прибором	над нижним ниппелем
Воронка	возвращает канатный инструмент в НКТ	нижний конец

Пример для фонтанной скважины с одним пластом. Набор и порядок меняются со способом эксплуатации, числом пластов (Одновременно-раздельная эксплуатация пластов) и требованиями безопасности.

Сами НКТ рассчитывают так же, как обсадные трубы (прочностные характеристики труб, Расчёт обсадных колонн): на растяжение — по весу и по силам, о которых пойдёт речь ниже; на внутреннее давление — обычно у устья закрытой газовой скважины, где снаружи давление наименьшее; на смятие — внизу, когда трубы опорожнены, а затрубье заполнено. Соединения газовых скважин делают газоплотными, сталь выбирают по содержанию углекислого газа и сероводорода — от углеродистой до хромистых и никелевых сплавов. Иногда колонну собирают из труб разного диаметра: шире вверху, где газ расширяется и поток ускоряется, уже внизу, где проход ограничен хвостовиком обсадной колонны.

Наверху колонна висит на подвеске НКТ (tubing hanger) в трубной головке устья. Подвеска держит вес труб и силы от их удлинения и укорочения, уплотняет затрубье и пропускает наружу линию управления клапана-отсекателя или кабель насоса; когда снимают фонтанную арматуру, в профиль подвески ставят обратный клапан, отсекающий НКТ. Устройство устья и колонных головок — тема Устьевое оборудование и спуск обсадных колонн.

Пакеры: как держат и как уплотняют

Пакер (packer) — это ствол, через который идёт поток, и детали на нём. Конусы раздвигают плашки (slips) с закалёнными зубьями и врезают их в стенку колонны — плашки удерживают пакер от перемещения. Уплотнительный элемент — резиновые манжеты — при посадке сжимается вдоль оси и расширяется до стенки колонны, перекрывая затрубное пространство. Стопорное кольцо с храповой нарезкой не даёт посаженному пакеру распуститься, а при высоких давлениях резину защищают от выдавливания в зазор металлическими кольцами.

СхемаСлева — пакер в транспортном положении и посаженный (схема): конусы раздвинули плашки, манжеты сжаты до стенки колонны. Справа — три способа соединить НКТ с неизвлекаемым пакером: узел с фиксатором (трубы не двигаются), узел с упором в удлинённом канале (уплотнения ходят вверх) и телескопическое соединение над пакером.

Извлекаемый пакер (retrievable) спускают на НКТ как часть колонны и снимают, повторяя посадку в обратном порядке: натяжением, которое срезает калиброванные срезные винты, или вращением. Его можно поднять и использовать снова, но он сложнее и держит меньшие перепады и нагрузки. Неизвлекаемый пакер (permanent; разбуриваемый) обычно ставят отдельным рейсом — на кабеле или на трубах, — а потом вводят в его полированный канал уплотнительный узел на нижнем конце НКТ. Он прочнее, держит большие перепады и температуры, при том же наружном диаметре даёт больший проход, а НКТ над ним можно поднять, оставив пакер в скважине. Удаляют его фрезерованием — работа на несколько часов, после которой остатки пакера поднимают ловильным инструментом.

Механическая посадка: вращением и разгрузкой веса НКТ на пакер (на сжатие) или натяжением (на растяжение). Просто, но нужны манипуляции трубами: в наклонном стволе вес и вращение доходят до пакера плохо, а у простых механических пакеров нагрузку весом или натяжением надо поддерживать всё время работы.
Гидравлическая посадка: давлением в НКТ, для чего трубы ниже пакера временно перекрывают пробкой в ниппеле или сбрасываемым шаром на седло. Трубы не двигают — удобно в наклонных скважинах и когда пакеров несколько; колонну можно собрать и закрепить на устье до посадки.
Посадка на кабеле: неизвлекаемый пакер спускают на геофизическом кабеле с посадочным инструментом, в котором медленно горящий заряд создаёт давление газов и сдвигает детали пакера. Глубину привязывают по каротажу с точностью до долей метра.
Надувные пакеры (inflatable): резиновая оболочка с армированием, которую раздувают жидкостью. Перекрывают большой диапазон диаметров, в том числе открытый ствол; применяют прежде всего при испытаниях и ремонтах.

Механический пакер держит нагрузку в том направлении, в котором его посадили. Пакер, посаженный на сжатие весом труб, уплотняется сильнее, когда перепад давления действует сверху, и может сдвинуться и потерять герметичность, когда давление под ним выше, чем над ним. У пакера, посаженного натяжением, наоборот: давление снизу прижимает плашки сильнее, а давление сверху его разгружает. Поэтому натяжные пакеры ставят там, где давление снизу больше и трубы укорачиваются, — в нагнетательных скважинах и при обработках пласта, а пакеры на сжатие — где перепад направлен сверху вниз, например в скважинах с низким пластовым давлением. Если перепад может менять знак, применяют пакеры с плашками обоих направлений, с гидравлическим якорем, который давлением снизу прижимается к колонне, или неизвлекаемые пакеры.

Какой пакер выбрать

Условия: Нагнетательная скважина, обработки пласта
Подходит: натяжной; с плашками обоих направлений или якорем; неизвлекаемый
Почему: давление снизу и укорочение труб разгружают пакер, посаженный весом

Условия: Наклонный ствол, несколько пакеров
Подходит: гидравлической посадки
Почему: не нужны вращение и разгрузка веса

Условия: Высокие давления и температуры, газ
Подходит: неизвлекаемый
Почему: держит больший перепад и нагрузки в обе стороны

Условия: Частые ремонты, временная колонна
Подходит: извлекаемый
Почему: снимается без фрезерования

Условия: Две или три колонны НКТ
Подходит: двух- или трёхствольный
Почему: отдельный канал для каждой колонны

Условия	Подходит	Почему
Нагнетательная скважина, обработки пласта	натяжной; с плашками обоих направлений или якорем; неизвлекаемый	давление снизу и укорочение труб разгружают пакер, посаженный весом
Наклонный ствол, несколько пакеров	гидравлической посадки	не нужны вращение и разгрузка веса
Высокие давления и температуры, газ	неизвлекаемый	держит больший перепад и нагрузки в обе стороны
Частые ремонты, временная колонна	извлекаемый	снимается без фрезерования
Две или три колонны НКТ	двух- или трёхствольный	отдельный канал для каждой колонны

Требования к пакерам и мостовым пробкам и классы их испытаний задаёт ISO 14310 (межгосударственный ГОСТ ISO 14310-2014).

Почему НКТ меняют длину: силы на пакер

НКТ, подвешенные в трубной головке и уплотнённые в пакере, — это длинный стальной стержень. Когда меняются давления внутри и снаружи и температура, он стремится удлиниться или укоротиться. Если уплотнения в пакере могут скользить, трубы перемещаются; если они закреплены, перемещение превращается в силу, которую воспринимают трубы, пакер и подвеска. Действуют четыре эффекта (изменение длины НКТ):

Сила давления на уплотнения (поршневой эффект, piston effect): давления в трубах и в затрубье действуют на торцевые кольцевые площади уплотнительного узла, как на поршень.
Раздувание (ballooning): давление внутри раздувает трубы, и по закону Пуассона они укорачиваются; давление снаружи сжимает их по диаметру и удлиняет.
Температура: горячая продукция удлиняет трубы, холодная закачиваемая жидкость укорачивает.
Спиральный изгиб (helical buckling): нижняя часть свободных труб под действием давления изгибается в спираль вдоль стенок колонны и тоже укорачивается (дополнительный раздел).

СхемаПлощади, на которые действует давление, у неизвлекаемого пакера с уплотнительным узлом (разрез, не в масштабе; размеры — из примера). Давление в трубах толкает трубы вверх через кольцо между каналом пакера и внутренним диаметром НКТ, давление в затрубье толкает их вниз через уступ между каналом пакера и наружным диаметром НКТ. Перепад на самом пакере действует на кольцо между колонной и каналом.

Сила давления на уплотнительный узел в пакере

\Delta F_{\text{п}} = \left(A_{\text{п}} - A_{\text{вн}}\right)\Delta p_{\text{в}} - \left(A_{\text{п}} - A_{\text{н}}\right)\Delta p_{\text{н}}

где:

$\Delta F_{\text{п}}$ изменение силы, с которой давление толкает трубы вверх: укорачивает свободные трубы или тянет вверх закреплённый узел, Н
$A_{\text{п}}$ площадь полированного канала пакера (по диаметру уплотнений), мм²
$A_{\text{вн}},\ A_{\text{н}}$ площади по внутреннему и наружному диаметрам НКТ, мм²
$\Delta p_{\text{в}},\ \Delta p_{\text{н}}$ изменения давления у пакера в трубах (оно же давление под пакером) и в затрубье, МПа

Единицы: любые согласованные: МПа и мм² дают ньютоны, psi и квадратные дюймы — фунты-силы (lbf)

Справедливо, если

трубы открыты в пласт: давление в НКТ у пакера равно давлению под пакером;
площади считают по диаметру уплотнений, а не по муфтам;
если канал пакера уже наружного диаметра труб, $A_{\text{п}} - A_{\text{н}} < 0$ , и давление в затрубье тоже толкает трубы вверх.

Давление в трубах толкает их вверх, давление в затрубье — вниз (при канале пакера шире труб). Поэтому при обработках пласта в затрубье держат давление: оно уменьшает и эту силу, и перепад на стенке НКТ.

Раздувание: сила, которая удержала бы трубы от изменения длины

F_{\text{б}} = 2\nu\left(\Delta\bar p_{\text{в}}\,A_{\text{вн}} - \Delta\bar p_{\text{н}}\,A_{\text{н}}\right)

где:

$F_{\text{б}}$ сила раздувания: положительная — трубы стремятся укоротиться, Н
$\nu$ коэффициент Пуассона стали, 0,3, —
$\Delta\bar p_{\text{в}},\ \Delta\bar p_{\text{н}}$ изменения давления в трубах и в затрубье, осреднённые по длине труб, МПа

Единицы: любые согласованные (как в предыдущей формуле)

Справедливо, если

упругая деформация труб одной толщины стенки;
при одинаковой плотности жидкостей и без трения изменение давления одинаково по всей длине и равно изменению на устье.

Давление внутри укорачивает трубы, давление снаружи удлиняет. Вывод множителя $2\nu$ — в дополнительном разделе.

В других системах единиц (1)

Промысловые единицы (oilfield)

F_{\text{б}}\,[\text{lbf}] = 0{,}6\left(\Delta\bar p_{\text{в}}\,A_{\text{вн}} - \Delta\bar p_{\text{н}}\,A_{\text{н}}\right)

давления — psi, площади — квадратные дюймы.

$0{,}6 = 2\nu$ при $\nu = 0{,}3$ .

Температура: сила при закреплённых трубах и удлинение свободных

F_{\text{т}} = E\,\alpha\,A_s\,\left(-\Delta\bar T\right), \qquad \Delta L_{\text{т}} = \alpha\,L\,\Delta\bar T

где:

$F_{\text{т}}$ температурная сила: положительная (растяжение закреплённых труб) при охлаждении, Н
$E$ модуль Юнга стали, 207 000, МПа
$\alpha$ коэффициент линейного теплового расширения стали, $1{,}24\cdot10^{-5}$ , 1/°C
$A_s$ площадь сечения стенки труб, мм²
$\Delta\bar T$ изменение средней по длине температуры труб, °C
$L,\ \Delta L_{\text{т}}$ длина труб до пакера и её изменение у свободных труб, м

Единицы: МПа, мм² и °C дают силу в ньютонах; длины — в метрах

Справедливо, если

упругая сталь, трубы одного размера;
нагрев ( $\Delta\bar T > 0$ ) удлиняет свободные трубы и сжимает закреплённые.

Температурный эффект часто самый большой: каждые 10 °C изменяют длину километра труб на 12 см.

В других системах единиц (2)

Метрические единицы

F_{\text{т}}\,[\text{Н}] = 2{,}57\,A_s\,[\text{мм}^2]\left(-\Delta\bar T\,[^\circ\text{C}]\right)

площадь — мм², температура — °C.

$2{,}57 \approx 207\,000\cdot1{,}24\cdot10^{-5}$ МПа на °C.

Промысловые единицы (oilfield)

F_{\text{т}}\,[\text{lbf}] = 207\,A_s\,[\text{in}^2]\left(-\Delta\bar T\,[^\circ\text{F}]\right)

площадь — квадратные дюймы, температура — °F.

$207 = 30\cdot10^{6}$ psi $\cdot\ 6{,}9\cdot10^{-6}$ 1/°F.

Свободные и закреплённые уплотнения

\Delta L = \frac{\left(\Delta F_{\text{п}} + F_{\text{б}} + F_{\text{т}}\right)L}{E\,A_s}

где:

$\Delta L$ укорочение свободных труб (отрицательное — удлинение); на столько сдвинутся уплотнения в канале пакера, м
$L$ длина труб от подвески до пакера, м
$E\,A_s$ жёсткость сечения труб: модуль Юнга на площадь стенки, Н

Единицы: СИ (силы в ньютонах, $E$ в паскалях, $A_s$ в квадратных метрах); удобно $E$ в МПа и $A_s$ в мм² — их произведение тоже в ньютонах

Справедливо, если

вертикальные трубы одного размера, трение уплотнений не учтено;
спиральный изгиб свободных труб добавляют отдельно (дополнительный раздел).

Если уплотнения закреплены, трубы тянут пакер вверх с силой $\Delta F_{\text{п}} + F_{\text{б}} + F_{\text{т}}$ , а осевая сила в самих трубах растёт на $F_{\text{б}} + F_{\text{т}}$ : силу давления на уплотнения пакер принимает непосредственно.

Расчётный примерОбработка пласта через НКТ: ход уплотнений и нагрузка на пакер

Исходные данные (условные)

Скважина: НКТ 73 × 5,51 мм (внутри 62 мм) до неизвлекаемого пакера на 1950 м в колонне 177,8 × 10,36 мм (внутри 157,08 мм); канал пакера 82,55 мм
Обработка: давление на устье в НКТ +25 МПа, в затрубье +7 МПа; трубы и затрубье заполнены одним рассолом, и до обработки давления у пакера одинаковы; средняя температура НКТ снижается на 25 °C
Сталь: $E$ = 207 000 МПа, $\nu$ = 0,3, $\alpha$ = $1{,}24\cdot10^{-5}$ 1/°C

Решение

Площади: $A_{\text{н}}$ = 4185,4, $A_{\text{вн}}$ = 3019,1, $A_s$ = 1166,3, $A_{\text{п}}$ = 5352,1, колонна $A_{\text{к}}$ = 19 379,0 мм².
Сила давления на уплотнения: снизу $(5352{,}1 - 3019{,}1)\cdot 25 = 58{,}33$ кН вверх, сверху $(5352{,}1 - 4185{,}4)\cdot 7 = 8{,}17$ кН вниз; итого $\Delta F_{\text{п}} = 50{,}16$ кН вверх.
Раздувание: $F_{\text{б}} = 0{,}6\cdot(25\cdot 3019{,}1 - 7\cdot 4185{,}4) = 27{,}71$ кН. Охлаждение: $F_{\text{т}} = 207\,000\cdot1{,}24\cdot10^{-5}\cdot 1166{,}3\cdot 25 = 74{,}8$ кН. Сумма — 152,7 кН.
Свободные уплотнения: трубы укоротятся на $\dfrac{152{,}7\cdot10^3\cdot 1950}{207\,000\cdot 1166{,}3} = 1{,}23$ м — 0,41 м от силы на уплотнения, 0,22 м от раздувания и 0,60 м от охлаждения.
Закреплённый узел: трубы тянут пакер вверх с силой 152,7 кН, осевая сила в трубах растёт на $27{,}71 + 74{,}8 = 102{,}5$ кН (сами трубы без муфт весят в рассоле около 152 кН).
Сам пакер держит ещё перепад $25 - 7 = 18$ МПа на кольце между колонной и каналом: $18\cdot(19\,379{,}0 - 5352{,}1) = 252{,}5$ кН. Всего на пакер вверх: 252,5 кН при свободных уплотнениях и $252{,}5 + 152{,}7 = 405{,}2$ кН при закреплённых.

Ответ: Свободным уплотнениям нужен ход не меньше 1,23 м (со спиральным изгибом — около 1,42 м). Закреплённые передают на пакер 152,7 кН, и вместе с перепадом давления он должен держать 405,2 кН — около 41 тс.

Что это значит. Больше всего дало охлаждение: 25 °C укорачивают 1950 м труб на 0,60 м. Короткого набора уплотнений здесь мало — нужен удлинённый канал или телескопическое соединение. Закреплённый узел избавляет от хода, но растягивает трубы на 102,5 кН сверх их веса — трубы и соединения проверяют на эту нагрузку — и требует пакера, который держит больше 400 кН снизу. Пакер, посаженный весом труб, такую нагрузку не удержит. Трение при закачке снижает давление у пакера, поэтому расчёт без него завышает силы и ход (тем сильнее, чем больше расход) — в запас; спиральный изгиб, наоборот, добавляет к ходу около 0,19 м, и без него ход занижен. Данные примера условные.

Что меняется, если…

…поднять давление в затрубье ещё на 10 МПа — сила на уплотнения уменьшится на $(A_{\text{п}} - A_{\text{н}})\cdot10$ ≈ 11,7 кН, раздувание — на $0{,}6\cdot10\cdot A_{\text{н}}$ ≈ 25,1 кН, а перепад на самом пакере — на 10 МПа, то есть на 140 кН нагрузки: это главный способ разгрузить трубы и пакер при обработке (предел — прочность эксплуатационной колонны);
…закачивать подогретую жидкость — уменьшится самый большой, температурный вклад;
…взять пакер с каналом уже наружного диаметра труб — давление в затрубье будет толкать трубы вверх, а не вниз;
…перевести скважину на добычу горячей продукции — трубы удлинятся: у закреплённого узла в них появится сжатие и риск изгиба, у узла с упором упор сядет на пакер и передаст на него сжимающую силу.

РасчётРасчётное укорочение свободных НКТ из примера при той же обработке (+25 МПа в трубах, охлаждение на 25 °C) в зависимости от давления, которое держат в затрубье: без спирального изгиба и с ним. Штриховая линия — ход уплотнений 1,5 м. Давление в затрубье уменьшает силу на уплотнения, раздувание и изгиб.

Уплотнительные узлы, компенсаторы и разъединители

От того, как НКТ соединены с неизвлекаемым пакером, зависит, превратится ли изменение длины в силу. Уплотнительный узел (seal assembly) — патрубок с набором уплотнений на нижнем конце НКТ, который входит в полированный канал пакера.

Узел с фиксатором (anchor seal assembly, latch): защёлкивается в пакере, а отсоединяют его обычно вращением. Трубы не двигаются, и все изменения длины превращаются в силы: растяжение при охлаждении и давлении в трубах, сжатие при нагреве. Уплотнения не трутся — лучший вариант для газа и больших перепадов, если трубы и пакер выдерживают силы.
Узел с упором (locator): уплотнения свободно ходят в канале пакера, а упорный выступ сверху не даёт трубам опуститься ниже заданного положения. Длина уплотнений должна перекрыть ход вверх, а чтобы трубам было куда удлиняться, упор оставляют над пакером с зазором — иначе сжатие ляжет на пакер. Канал пакера удлиняют трубой под ним — удлинителем уплотнительного канала.
Телескопическое соединение (компенсатор; expansion joint, travel joint): две концентрические трубы с уплотнениями между ними; ход — несколько метров. Ставят над пакером, когда ожидаемое перемещение больше, чем позволяет узел с упором, — например в высокодебитных скважинах с большими перепадами температуры.
Полированная втулка на верху хвостовика (polished bore receptacle, PBR): уплотнительный узел НКТ входит прямо во втулку, и она заменяет пакер: изолирует затрубье и позволяет трубам двигаться. Даёт большой проход — так устроены заканчивания почти постоянного диаметра от устья до пласта.
Разъединитель (on-off tool): позволяет поднять НКТ, оставив пакер и трубы под ним; пласт перед этим закрывают пробкой в ниппеле ниже разъединителя. Элементы, которые меняют чаще, — клапан-отсекатель, насос — ставят выше разъединителя.

Что выбрать по ожидаемому изменению длины

Перемещение: малое; важнее всего герметичность
Решение: узел с фиксатором
Чем платим: силы в трубах и на пакере, риск изгиба при нагреве

Перемещение: до одного-двух метров
Решение: узел с упором и удлинённым каналом
Чем платим: трение и износ уплотнений, точная подгонка длины

Перемещение: несколько метров
Решение: телескопическое соединение
Чем платим: ещё одно подвижное уплотнение в колонне

Перемещение	Решение	Чем платим
малое; важнее всего герметичность	узел с фиксатором	силы в трубах и на пакере, риск изгиба при нагреве
до одного-двух метров	узел с упором и удлинённым каналом	трение и износ уплотнений, точная подгонка длины
несколько метров	телескопическое соединение	ещё одно подвижное уплотнение в колонне

Границы условные: решение принимают по расчёту для всех операций — добычи, остановки, закачки, обработки пласта, опрессовки.

Клапаны-отсекатели

Задвижки фонтанной арматуры — основной способ закрыть скважину. Но арматуру снимают перед ремонтом, её задвижки обслуживают, она может потерять герметичность или быть повреждена — пожаром, техникой, на море ударом судна. На этот случай ниже устья в НКТ ставят клапан-отсекатель (subsurface safety valve, SSSV; в стандартах — скважинный предохранительный клапан). На море, в скважинах с сероводородом и вблизи населённых пунктов он, как правило, обязателен.

Управляемый с поверхности (SCSSV): держится открытым давлением в тонкой гидравлической линии управления, закреплённой снаружи на НКТ. Когда давление в линии сбрасывают — по сигналу аварийной системы, при разрыве линии, при повреждении устья, — пружина закрывает клапан. Отказ системы управления закрывает скважину, а не оставляет её открытой; так устроено большинство клапанов.
Прямого действия (direct-controlled, «storm choke»): закрывается сам, когда расход через него превышает расчётный или давление падает ниже заданного; линии управления нет. Срабатывает только при сильном выбросе, а настройку приходится менять вместе с режимом скважины — поэтому его вытеснили клапаны, управляемые с поверхности.

Запирающий элемент — откидная заслонка (flapper) или шаровой затвор (ball), поворачивающийся на 90°. Давление линии управления действует на поршень и сдвигает вниз подвижную втулку, которая открывает заслонку или поворачивает шар; пружина возвращает втулку. Заслонки проще и распространены шире. Закрытый клапан держит давление снизу, и открыть его против большого перепада нельзя: сначала давление над ним выравнивают закачкой в НКТ или встроенным уравнительным клапаном — он удобнее, но добавляет уплотнения и чаще отказывает.

Клапаны, извлекаемые с НКТ и на канате

Признак: Проход
Входит в колонну НКТ (TRSV): почти как у НКТ
Сажают на канате в ниппель (WRSV): заметно меньше: ограничивает дебит и доступ ниже

Признак: Замена при отказе
Входит в колонну НКТ (TRSV): только с подъёмом НКТ; временно — вставной клапан на канате внутри неисправного
Сажают на канате в ниппель (WRSV): канатными работами, без подъёма труб

Признак: Где уместен
Входит в колонну НКТ (TRSV): высокодебитные скважины, особенно газовые
Сажают на канате в ниппель (WRSV): где проход не ограничивает дебит, а важна быстрая замена

Признак	Входит в колонну НКТ (TRSV)	Сажают на канате в ниппель (WRSV)
Проход	почти как у НКТ	заметно меньше: ограничивает дебит и доступ ниже
Замена при отказе	только с подъёмом НКТ; временно — вставной клапан на канате внутри неисправного	канатными работами, без подъёма труб
Где уместен	высокодебитные скважины, особенно газовые	где проход не ограничивает дебит, а важна быстрая замена

Глубину установки выбирают ниже зоны, где в НКТ могут образоваться гидраты или отложиться парафин (они не дадут клапану закрыться), ниже возможной воронки при открытом выбросе, а на море — ниже дна. Слишком глубоко ставить тоже нельзя: длиннее линия управления, выше давление открытия и, главное, столб жидкости в линии давит на поршень даже тогда, когда давление на поверхности сброшено.

Давление в линии управления и предельная глубина клапана-отсекателя

p_{\text{у}} \ge p_{\text{в}}(H) + p_{\text{откр}} - \rho_{\text{у}}\,g\,H, \qquad H_{\max} = \frac{p_{\text{закр}}}{\rho_{\text{у}}\,g}

где:

$p_{\text{у}}$ давление в линии управления на поверхности (избыточное), Па
$p_{\text{в}}(H)$ давление в НКТ на глубине клапана; наибольшее — в закрытой скважине, Па
$p_{\text{откр}}$ давление полного открытия по паспорту: насколько давление в линии у клапана должно превышать давление в НКТ, Па
$p_{\text{закр}}$ давление закрытия по паспорту: превышение давления в линии над давлением в НКТ, при котором пружина начинает закрывать клапан, Па
$\rho_{\text{у}}$ плотность жидкости в линии управления, кг/м³
$H$ глубина установки клапана по вертикали, м

Единицы: СИ (давления в паскалях, $\rho_{\text{у}}$ в кг/м³, $H$ в метрах)

Справедливо, если

клапан с поршнем, на который снизу действует давление в НКТ, а сверху — давление линии; трение и площади учтены в паспортных давлениях открытия и закрытия;
$H_{\max}$ — без запаса: при сброшенной линии и нулевом давлении в НКТ столб жидкости в линии не должен превышать давления закрытия; изготовитель и проект добавляют запас;
для больших глубин применяют клапаны с компенсационной линией или газовой камерой, на которые столб жидкости в линии почти не влияет.

Давление в НКТ помогает закрыть клапан и мешает его открыть, а столб жидкости в линии — наоборот. Поэтому в линии держат давление выше давления в НКТ закрытой скважины, а глубину установки ограничивает пружина.

В других системах единиц (2)

Метрические единицы

p_{\text{у}} \ge p_{\text{в}}(H) + p_{\text{откр}} - 0{,}00981\,\rho_{\text{у}}H, \qquad H_{\max} = \frac{p_{\text{закр}}}{0{,}00981\,\rho_{\text{у}}}

давления — МПа, $\rho_{\text{у}}$ — г/см³, $H$ — м.

0,00981 МПа — давление столба жидкости плотностью 1 г/см³ высотой 1 м.

Промысловые единицы (oilfield)

p_{\text{у}} \ge p_{\text{в}}(H) + p_{\text{откр}} - 0{,}052\,\rho_{\text{у}}H, \qquad H_{\max} = \frac{p_{\text{закр}}}{0{,}052\,\rho_{\text{у}}}

давления — psi, $\rho_{\text{у}}$ — ppg, $H$ — футы.

0,052 psi/ft на ppg — из промысловой формулы гидростатического давления.

Расчётный примерДавление в линии управления и глубина клапана-отсекателя

Исходные данные (условные)

Клапан: на 250 м; давление закрытия 2,6 МПа, полного открытия 4,0 МПа (по паспорту)
Линия управления: гидравлическое масло 0,87 г/см³
Давление в НКТ у клапана в закрытой скважине: 20,0 МПа

Решение

Столб масла в линии: $0{,}00981\cdot0{,}87\cdot250 = 2{,}13$ МПа.
Закроется ли клапан при сброшенной линии и нулевом давлении в НКТ: 2,13 < 2,6 МПа — да, с запасом 0,47 МПа. Предельная глубина: $H_{\max} = 2{,}6/(0{,}00981\cdot0{,}87) = 305$ м.
Давление в линии на поверхности, чтобы клапан оставался полностью открытым и в закрытой скважине: $20{,}0 + 4{,}0 - 2{,}13 = 21{,}87$ МПа.
Тот же клапан на 400 м: столб масла $0{,}00981\cdot0{,}87\cdot400 = 3{,}41$ МПа — больше давления закрытия.

Ответ: В линии нужно держать не меньше 21,87 МПа; клапан с такой пружиной можно ставить не глубже 305 м (без запаса).

Что это значит. Давление в линии должно быть выше давления закрытой скважины, поэтому линия, её соединения и насос станции управления рассчитаны на высокое давление. На 400 м столб масла (3,41 МПа) превысил бы давление закрытия: при низком давлении в НКТ клапан мог бы остаться открытым как раз тогда, когда он нужен. Для такой глубины берут клапан с более сильной пружиной или с компенсацией столба в линии. Данные примера условные.

Клапан-отсекатель периодически проверяют: закрывают, сбрасывают давление над ним и следят, как оно растёт. Стандарт допускает при такой проверке небольшую утечку — для газа около 0,42 м³/мин (15 стандартных кубических футов в минуту); многие компании требуют строже. Требования к самим клапанам задаёт ISO 10432 (ГОСТ ISO 10432-2014), к проектированию, установке, эксплуатации и проверкам систем — ISO 10417 (ГОСТ ISO 10417-2014).

Посадочные ниппели и что в них устанавливают

Посадочный ниппель (landing nipple) — короткий патрубок в колонне НКТ с внутренним профилем под замок и полированным уплотнительным каналом. На канате или гибких трубах в него спускают замок (установочная оправка, lock mandrel) с выдвижными упорами и уплотнениями, а на замке — нужное устройство:

глухую пробку — чтобы опрессовать НКТ, посадить гидравлический пакер, закрыть пласт перед ремонтом или перед отсоединением труб;
обратный клапан, который держит давление сверху и пропускает поток вверх;
глубинный манометр и термометр для исследований скважины;
забойный штуцер — снизить давление выше по стволу, например против гидратов;
клапан-отсекатель, извлекаемый на канате, — в ниппель особой конструкции, к которому подведена линия управления.

Ниппели бывают селективные — несколько одинаковых в одной колонне, а замок садится в нужный благодаря настройке спускового инструмента или профилю упоров — и с упором (no-go): внизу ниппеля проход чуть меньше, и замок дальше не пройдёт. Ниппель с упором обычно ставят самым нижним: он же задержит устройство, если его упустят выше. Каждый ниппель сужает проход, поэтому сверху вниз размеры либо одинаковые (селективные), либо уменьшаются, а устройство для нижнего ниппеля должно пройти через все верхние.

Сужения создают вихри, которые размывают трубы над и под ниппелями и клапаном-отсекателем; там ставят толстостенные патрубки (flow couplings) с запасом стенки на износ. Если манометр в нижнем ниппеле перекрывает конец НКТ, поток входит выше через перфорированный патрубок. Нижний конец колонны оснащают воронкой (wireline entry guide): по ней инструмент, спущенный ниже НКТ, возвращается в трубы, не цепляясь за торец. Как спускают и извлекают устройства на канате — тема Канатные работы в скважине.

Циркуляционные клапаны и скважинные камеры

Циркуляционный клапан (скользящая муфта, sliding sleeve) — патрубок с окнами в стенке, внутри которого ходит втулка со своими окнами и уплотнениями выше и ниже них. Втулку сдвигают инструментом на канате или гибких трубах — ударами вверх или вниз: окна совмещаются (клапан открыт) или расходятся (закрыт). Через клапан промывают и глушат скважину циркуляцией (глушение перед ремонтом), заменяют жидкость в трубах или затрубье, а в скважинах с несколькими пластами открывают доступ к верхнему пласту.

Перед открытием давления в НКТ и затрубье выравнивают: при большом перепаде втулку не сдвинуть, а резкий поток через окна повредит уплотнения и может подбросить инструмент.
Песок, отложения и плохая передача ударов в наклонном стволе могут не дать закрыть клапан. Тогда внутрь сажают изолирующую втулку, которая перекрывает окна, — проход при этом сужается.
Если циркуляционного клапана нет или он не открывается, отверстие в НКТ пробивают механическим пробойником или малым кумулятивным зарядом, который не повреждает колонну за трубами (Кумулятивная перфорация). Такое отверстие закрыть нельзя, и трубы потом меняют.

Скважинная камера (side-pocket mandrel) — патрубок с карманом, смещённым вбок от основного канала, и окнами из кармана в затрубье. Основной канал остаётся полнопроходным, а в карман на канате, с помощью инструмента, который отклоняется в сторону кармана (kickover tool), сажают и извлекают клапаны:

газлифтные клапаны — пропускают газ из затрубья в НКТ (Газлифт: принцип и подбор режима; механика клапанов и пуск скважины — Пуск газлифтной скважины: клапаны и скважинные камеры);
клапаны для ввода реагентов — ингибиторов коррозии и солеотложений, депрессаторов; открываются, когда давление в затрубье превышает заданное;
глухие пробки — камеры закладывают в колонну заранее, а газлифт начинают годы спустя, заменив пробки клапанами без подъёма НКТ;
циркуляционные клапаны со срезным элементом — открывают сообщение для глушения; закрыть его можно, только заменив клапан на канате.

Термины и обозначения

Извлекаемый и неизвлекаемый пакер: первый снимают натяжением или вращением и поднимают с трубами, второй ставят отдельным рейсом и удаляют фрезерованием.
Уплотнительный узел: набор уплотнений на нижнем конце НКТ в канале неизвлекаемого пакера: с фиксатором, с упором или в паре с телескопическим соединением.
Изменение длины НКТ: удлинение или укорочение труб от силы давления на уплотнения, раздувания, температуры и спирального изгиба.
Клапан-отсекатель: клапан в НКТ ниже устья; управляемый с поверхности закрывается пружиной при сбросе давления в линии управления.
Посадочный ниппель и замок: патрубок с профилем и уплотнительным каналом и спускаемая в него на канате оправка с устройством.
Циркуляционный клапан: скользящая муфта с окнами, сообщающая НКТ с затрубьем.
Скважинная камера: патрубок с боковым карманом под газлифтный, химический или циркуляционный клапан, сменяемый на канате.
Подвеска НКТ: деталь в трубной головке, на которой висят НКТ и которая уплотняет затрубье на устье.

Частые ошибки и заблуждения

Неверно

«Пакер посажен — значит, трубы никуда не двигаются».

На самом деле

Давление и температура меняют длину НКТ на метр и больше. Если уплотнения закреплены, это превращается в силу: в примере урока трубы тянут пакер вверх с силой около 150 кН, а вместе с перепадом давления на пакер приходится больше 400 кН.

Неверно

«Механический пакер одинаково держит давление сверху и снизу».

На самом деле

Пакер, посаженный весом труб, держит перепад сверху, а давление снизу и укорочение труб его разгружают. Для нагрузок в обе стороны нужны плашки обоих направлений, гидравлический якорь или неизвлекаемый пакер.

Неверно

«Клапан-отсекатель надёжнее поставить поглубже».

На самом деле

Чем глубже клапан, тем сильнее давит столб жидкости в линии управления, и пружина может не закрыть клапан, когда линию сбросят. Глубину ограничивает давление закрытия: в примере урока — около 300 м.

Неверно

«Давление в затрубье при обработке — лишняя нагрузка на колонну, его надо сбрасывать».

На самом деле

Оно уменьшает перепад на стенке НКТ, силу на уплотнения и раздувание: в примере урока каждые 10 МПа в затрубье уменьшают силу, с которой закреплённые трубы тянут пакер, примерно на 37 кН, а нагрузку от перепада на самом пакере — ещё на 140 кН. Предел задают прочность эксплуатационной колонны и пакера.

Неверно

«Ниппели лишними не бывают — поставим побольше на всякий случай».

На самом деле

Каждый ниппель сужает проход, создаёт вихри и эрозию, а устройство для нижнего должно пройти через все верхние. Ниппелей ставят столько, сколько нужно для пробок, приборов и клапанов по плану работ на весь срок службы скважины.

Подробно: для продвинутых

Спиральный изгиб свободных НКТ

Почему давление в трубах изгибает их, хотя действует изнутри? Сила давления на уплотнения вместе с разностью давлений внутри и снаружи труб действует на их устойчивость как сжимающая сила, приложенная к низу свободной колонны, — её называют фиктивной (эффективной) силой. Для изгиба важна именно она, а не истинная осевая сила в стали (истинная осевая сила): свободно висящие в жидкости трубы без перепада давления остаются прямыми, а при давлении внутри выше, чем снаружи, нижняя часть свободных труб изгибается в спираль и ложится на стенки колонны.

Укорочение свободных НКТ при спиральном изгибе

F_{\text{ф}} = A_{\text{п}}\,(p_{\text{в}} - p_{\text{н}}), \qquad n = \frac{F_{\text{ф}}}{w}, \qquad \Delta L_{\text{и}} = \frac{r^2 F_{\text{ф}}^2}{8\,E\,I\,w}

где:

$F_{\text{ф}}$ фиктивная сила у пакера; изгиб есть, если она положительна, Н
$p_{\text{в}},\ p_{\text{н}}$ давления в трубах и в затрубье у пакера, Па
$n$ длина изогнутого участка над пакером (до нейтральной точки), м
$w$ вес метра труб в жидкости: сталь плюс жидкость внутри минус вытесненная снаружи, Н/м
$r$ радиальный зазор между трубами и колонной, м
$I$ момент инерции сечения труб, $\pi(D^4 - d^4)/64$ , м⁴
$\Delta L_{\text{и}}$ укорочение труб от изгиба, м

Единицы: СИ

Справедливо, если

вертикальная скважина, трубы одного размера, уплотнения свободны, трения о колонну нет;
формула верна, пока $n \le L$ ; если изогнута вся колонна, нужна другая формула;
при закреплённых трубах фиктивную силу уменьшает растяжение, которое передаёт пакер, и изгиба может не быть.

Спираль, шаг которой задаёт сила $F$ , укорачивает каждый метр труб на $r^2F/(4EI)$ ; сила убывает от $F_{\text{ф}}$ у пакера до нуля в нейтральной точке, и интегрирование по изогнутому участку даёт формулу. Укорочение растёт как квадрат перепада давления у пакера и как квадрат зазора: в широкой колонне тонкие трубы изгибаются сильнее.

Расчётный примерИзгиб в примере с обработкой пласта

Исходные данные (условные)

Перепад у пакера: давления до обработки одинаковы; при обработке $25 - 7 = 18$ МПа
Трубы и рассол: масса метра стали 9,17 кг/м; рассол 1,05 г/см³ внутри и снаружи

Решение

Фиктивная сила: $F_{\text{ф}} = 5352{,}1\cdot18 = 96{,}34$ кН.
Вес метра в рассоле: сталь $9{,}17\cdot9{,}81 = 89{,}96$ Н/м минус рассол в объёме стенки $1050\cdot9{,}81\cdot1166{,}3\cdot10^{-6} = 12{,}01$ Н/м, то есть $w = 77{,}95$ Н/м. Изогнутый участок: $n = 96\,338/77{,}95 = 1236$ м — меньше 1950 м, формула применима.
Зазор $r = (157{,}08 - 73)/2 = 42{,}04$ мм, $I = 6{,}6866\cdot10^{-7}$ м⁴.
Знаменатель: $8EIw = 8\cdot 2{,}07\cdot10^{11}\cdot 6{,}6866\cdot10^{-7}\cdot 77{,}95 = 8{,}631\cdot10^{7}$ Н²·м. Укорочение: $\Delta L_{\text{и}} = 0{,}04204^2\cdot 96\,338^2/(8{,}631\cdot10^{7}) = 0{,}190$ м.

Ответ: Изгиб добавляет 0,190 м, и полный ход уплотнений — около 1,42 м.

Что это значит. Изгиб дал около 13 % общего хода. При давлении в затрубье 0 МПа он вырос бы почти вдвое, при 18 МПа уменьшился бы примерно до 3 см, а при 25 МПа, когда перепад у пакера исчезает, пропал бы совсем (график в основном разделе). Данные примера условные.

Откуда множитель 2ν в формуле раздувания

В толстостенной трубе под давлением $p_{\text{в}}$ внутри и $p_{\text{н}}$ снаружи радиальное и окружное напряжения меняются по толщине стенки (решение Ламе), но их сумма постоянна: $\sigma_r + \sigma_\theta = 2\,(p_{\text{в}}A_{\text{вн}} - p_{\text{н}}A_{\text{н}})/A_s$ . По закону Гука осевая деформация $\varepsilon_z = \left[\sigma_z - \nu(\sigma_r + \sigma_\theta)\right]/E$ .

Свободная от дополнительной осевой силы труба укорачивается на $\nu(\sigma_r + \sigma_\theta)/E$ на метр — это и есть раздувание. Если трубы закреплены и $\varepsilon_z = 0$ , в стали появляется осевое напряжение $\sigma_z = \nu(\sigma_r + \sigma_\theta)$ , а сила $\sigma_z A_s = 2\nu(p_{\text{в}}A_{\text{вн}} - p_{\text{н}}A_{\text{н}})$ . Через изменения давлений получается формула урока; при $\nu = 0{,}3$ множитель равен 0,6. Давление на стенки действует по всей длине, поэтому в формулу входят средние по длине изменения давления.

Связь с другими темами

Заканчивание скважины: вскрытие пласта и лифтовая колонна — функции лифтовой колонны, глушение циркуляцией и барьеры скважины.
Расчёт обсадных колонн — нагрузки на эксплуатационную колонну при негерметичности НКТ и истинная осевая сила в трубах.
Обсадные колонны: назначение, типы, свойства и стандарты — размеры, прочность и соединения труб — для НКТ они те же, что для обсадных.
Газлифт: принцип и подбор режима — зачем нужны скважинные камеры и как работает газлифт.
Кумулятивная перфорация — как вскрывают пласт и чем пробивают отверстие в НКТ, если циркуляционный клапан не открывается.
Одновременно-раздельная эксплуатация пластов — компоновки с несколькими пакерами и циркуляционными клапанами для нескольких пластов.
Канатные работы в скважине — как на канате ставят и извлекают пробки, клапаны и приборы.

Проверьте себя

1
В нагнетательной скважине закачивают холодную воду, давление под пакером выше, чем над ним. Какой извлекаемый пакер подходит лучше?
1. А.Надувной пакер
2. Б.Посаженный весом труб (на сжатие) без якоря
3. В.Посаженный натяжением или с плашками обоих направлений
4. Г.Любой: пакер держит перепад в обе стороны одинаково
Показать ответ
Правильный ответ: В. Посаженный натяжением или с плашками обоих направлений
Давление снизу и укорочение труб при охлаждении тянут трубы и пакер вверх. Пакер, посаженный натяжением, от этого только сильнее прижимает плашки, а пакер, посаженный весом труб, разгружается и может сдвинуться. Если перепад может менять знак, нужны плашки обоих направлений или гидравлический якорь.
2
В примере урока давление в затрубье при обработке подняли с 7 до 17 МПа. Насколько уменьшатся сила давления на уплотнения и сила раздувания? Площади: $A_{\text{н}}$ = 4185,4 мм², $A_{\text{п}}$ = 5352,1 мм².
Показать ответ
Сила на уплотнения уменьшится на $(5352{,}1 - 4185{,}4)\cdot10 = 11\,667$ Н ≈ 11,7 кН, раздувание — на $0{,}6\cdot10\cdot4185{,}4 = 25\,112$ Н ≈ 25,1 кН; всего примерно на 37 кН. Ход свободных труб без учёта изгиба уменьшится на $36{,}8\cdot10^3\cdot1950/(207\,000\cdot1166{,}3) \approx 0{,}30$ м, а изгиб станет меньше: перепад у пакера упадёт с 18 до 8 МПа. Цена — большее давление на эксплуатационную колонну.
3
Газовая скважина с дебитом, близким к пропускной способности НКТ. Какой клапан-отсекатель выбрать?
1. А.Клапан не нужен, если на устье две задвижки
2. Б.Входящий в колонну НКТ: его проход почти не меньше прохода труб
3. В.Клапан прямого действия без линии управления
4. Г.Извлекаемый на канате: его проще заменить
Показать ответ
Правильный ответ: Б. Входящий в колонну НКТ: его проход почти не меньше прохода труб
Клапан, сажаемый на канате в ниппель, заметно сужает проход и ограничит дебит газовой скважины. Клапан в составе колонны НКТ почти полнопроходный; если он откажет, внутрь можно временно поставить вставной клапан на канате.
4
При закачке НКТ укоротятся на 1,0 м, при добыче горячей нефти удлинятся на 0,4 м. Используется узел с упором, длина уплотнений — 1,6 м. Как подогнать узел и хватит ли уплотнений?
Показать ответ
Ниже положения, в котором упор сидит на пакере, трубы опуститься не могут, поэтому упор оставляют над пакером с зазором не меньше 0,4 м (лучше с запасом) — иначе удлинение превратится в сжимающую силу на пакер. Уплотнения должны оставаться в канале при подъёме на 1,0 м от положения при посадке, то есть на 1,0 + 0,4 = 1,4 м от нижнего положения (упор на пакере): 1,6 м хватает с небольшим запасом. Если бы не хватало, ставят удлинитель канала под пакером или телескопическое соединение.
5
Циркуляционный клапан открыли для глушения, а закрыть после ремонта не удалось. Что обычно делают, не поднимая НКТ?
1. А.Сажают внутрь изолирующую втулку, перекрывающую окна
2. Б.Закачивают цемент в затрубье
3. В.Пробивают рядом второе отверстие
4. Г.Ничего: открытый клапан не мешает добыче
Показать ответ
Правильный ответ: А. Сажают внутрь изолирующую втулку, перекрывающую окна
Изолирующую втулку сажают на канате в уплотнительные каналы выше и ниже окон, и сообщение НКТ с затрубьем прекращается; проход при этом сужается. Открытый клапан нельзя оставить: продукция пойдёт в затрубье, и колонна окажется под её давлением.
6
Почему клапан-отсекатель с пружиной, рассчитанной на давление закрытия 2,6 МПа, нельзя поставить на 500 м при масле 0,87 г/см³ в линии управления?
Показать ответ
Столб масла на 500 м создаёт у клапана $0{,}00981\cdot0{,}87\cdot500 \approx 4{,}3$ МПа даже при сброшенном давлении на поверхности. Это больше давления закрытия: при низком давлении в НКТ пружина не сдвинет втулку, и клапан останется открытым. Нужен клапан с более сильной пружиной, с компенсационной линией или установка не глубже примерно 300 м.

Обновлено: 15 октября 2026 г.