Скважинные уплотнители - пакеры

Пакеры служат для разобщения частей ствола скважины по вер-тикали и герметизации нарушенных участков обсадной колонны, для разобщения зон затрубного пространства, расположенных выше и ниже пакеров. Применяют в обсадной (эксплуатационной) колонне нефтяных, газовых и нагнетательных скважинах при их эксплуатации, ремонте.

Перепады давления, воспринимаемые пакерами, находятся в интервале от 7 до 70 МПа. Температура окружающей среды при экс-плуатации скважин может изменяться от 40 до 100°С, а при тепловом воздействии на пласт достигает в некоторых случаях 300-400 °С. По восприятию перепада давления пакеры подразделяются так: ПВ - усилие направлено от перепада давления вверх; ПН - усилие направлено от перепада давления вниз; ПД - двустороннего действия (усилие от перепада давления направлено как вверх, так и вниз).

По способности фиксироваться на месте установки пакеры под-разделяют:

Я - фиксирующиеся якорем;

без обозначения - самостоятельно фиксирующиеся.

По способу посадки пакеры подразделяют:

Г - гидравлические;

М - механические;

ГМ - гидромеханические;

без обозначения - не требующие посадки.

По способу съема пакеры подразделяют:

В - вращением;

Р - разбуриванием;

И - специальным инструментом;

без обозначения - натягом.

По исполнению:

Без обозначения - нормальное;

Коррозионностойкие:

К1 - углекислотостойкое (СО2 не более 10% об.);

К2 - сероводородостойкое (H2S и С02 не более 10% об. каждого компонента);

КЗ - сероводородостойкое (H2S и С02 свыше 10%, но не более 25% об. каждого компонента);

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

Условное обозначение пакера должно включать: тип, число про-ходных отверстий (для многопроходных пакеров), вид по способности фиксироваться, способы посадки и съема, наружный диаметр, максимальный перепад давления и исполнение.

Например:

Пакер ПВ-Я-118-14 ОСТ 26-02-1016-73 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.

Тот же пакер в термостойком исполнении: Пакер ПВ-Я-118-14Т ОСТ 26-02-1016-73.

Например:

Пакер ПД2-ГМИ-136-35 ОСТ 26-02-1016-73 расшифровывается как, пакер двустороннего действия, двухпроходной, самостоятельно фиксирующийся, с посадкой гидромеханическим способом, снимаемый специальным инструментом, наружным диаметром 136 мм, вос-принимающий перепад давления 35 МПа, в нормальном исполнении.

Тот же пакер с посадкой механическим способом, разбуриваемый, в коррозионностойком - углекислотостойком исполнении: ПД2-МР-136-35К1 ОСТ 26-02-1016-73.

Техническая характеристика типов промежуточных пакеров серий-ного производства для нефтяных и газовых скважин представлена в [3].

Структурная схема пакера включает в себя: уплотняющие элементы, опору пакера, систему управления пакером, технологические устройства (рис. 1.21 и 1.22).

Конструкция пакера может содержать один или несколько уплотняющих элементов. В зависимости от конструктивного исполнения уплотняющие элементы пакеров делятся на следующие группы:

1. Элементы, деформируемые за счет воздействия осевой нагрузки (см. рис. 1.23 а, б\ ). Материалом для таких уплотнений могут служить резина (см. рис. а), прорезиненная и пропитанная графитом асбестовая ткань (см. рис. б) и для высоких температур - свинец.

Осевая нагрузка может создаваться весом колонны труб или усилием, развиваемым поршнем под действием перепада давления среды.

2. Элементы, расширяющиеся при создании в их внутренней полости избыточного давления (см. рис. 1, 23, в). Основным материалом для таких уплотнений служит резина.

3. Самоуплотняющиеся элементы (см. рис. 1.23 г, б). Основным материалом для таких уплотнений служит резина.

Уплотняющие элементы первых двух типов (см. рис. 1.23 а, б) могут быть прижаты к обсадной колонне с необходимой силой при достаточном весе НКТ. При этом нижняя часть колонны труб будет подвергаться продольному изгибу.

Элементы последних двух типов (см. рис. 1. 23 в, г) не требуют передачи веса НКТ обсадной колонне для их уплотнения, что является их преимуществом. Для срабатывания этих видов уплотнений необходимо создание избыточного давления внутри НКТ (см. рис. 1.23 в) или внутри обсадной колонны. При подаче жидкости возникает перепад давления у уплотняющего элемента, и он деформируется. В некоторых конструкциях пакера уплотняющий элемент фиксируется в этом положении. Конструкция такого пакера несколько сложнее, чем у других типов пакеров.

Самоуплотняющийся элемент - манжета (см. рис. 1.23 г) спускается в обсадные трубы, прижимаясь к ним с некоторым натягом. Поэтому резина должна быть износоустойчивой, и манжета обычно не может использоваться несколько раз.

Во всех других уплотняющих элементах между опорой элемента и обсадной колонной имеется зазор. Диаметральный зазор между уплотнениями пакера и обсадной колонной равен 10-20 мм. Уплотняющий элемент задавливается в зазор под действием перепада давления. Это может вызвать заклинивание пакера при его подъеме. Поэтому зазор стараются сделать малым, а под первым уплотнителем обычно располагается второй элемент, перекрывающий зазор, заполненный жидкостью.

Это препятствует затеканию в зазор материала первого уплотнения. Иногда опора основного уплотнения выполняется в виде набора косых шайб, распрямляемых, когда на них нажимает уплотнение, и перекрывающих таким образом зазор.

Опора пакера воспринимает осевые усилия, действующие на пакер.

Опора пакера может осуществляться с упором:

-   на забой через хвостовик;

-   переход диаметра обсадной колонны;

-   шлипсовый захват за обсадную колонну;

на торец обсадной трубы в ее муфтовом соединении.

Хвостовики, выполняемые из насосно-компрессорных или бурильных труб, рекомендуется применять при плотном забое и ограниченном расстоянии между пакером и забоем (20-30, очень редко - до 100 м).

Опора выполняется чаще всего в виде шлипсового (платкового) захвата.

Шлипсовый захват имеет конус 4 (см. рис. 1.21) и плашки 5 с насечкой, которые при осевом перемещении надвигаются на конус и, расходясь по диаметру, прижимаются к обсадной колонне. Врезаясь в трубы плашками, пакер может воспринимать осевые нагрузки. Плашки перемещаются по конусу в пазу, имеющему форму «ласточкин хвост», что не позволяет плашкам отходить от конуса.

Установка пакера ПН-ЯМ (см. рис. 1.21). При спуске пакера или его подъеме шлипсы 5 находятся у нижней части конуса и по диаметру свободно входят в обсадную колонну. В этом положении они удерживаются пальцем замка 13, закрепленным на стволе пакера 14, соединенным с НКТ через головку пакера 1. Палец входит в паз замка И, ограничивающего взаимное перемещение ствола пакера и внешних деталей. Таким образом, шлипсы не сближаются с конусом 4, закрепленным на стволе пакера. У места установки пакера, с помощью НКТ ствол пакера поворачивается так, чтобы можно было вывести палец 13 из короткого паза замка и перевести его в прорезь втулки. Втулка и шлипсы в этот момент удерживаются башмаком фонаря 10, трение которого об обсадную колонну воспринимает вес всех этих деталей. После поворота труб и ствола пакера и дальнейшего спуска колонны НКТ конус 4 войдет в шлипсы 5, раздвинет их и прижмет к обсадной колонне. Насечка на шлипсах создает достаточное усилие закрепления пакера в обсадной колонне.

Механический способ закрепления пакера в обсадной колонне на заданной глубине, имеет существенный недостаток - необходимость поворота колонны НКТ.

Этого недостатка лишен гидромеханический способ установки пакера.

Установка пакера ГТН-ЯГМ (см. рис. 1.22). Пакер состоит из уплотняющего, фиксирующего, клапанного устройств и гидропривода.

Для фиксации пакера на необходимой глубине в насосно-компрессорные трубы сбрасывается шарик 14 и в полости НКТ создается избыточное давление. Жидкость через отверстие в стволе пакера попадает под поршень. При давлении 10 МПа поршень толкает плашкодержатель 9, срезает винты 10, плашки 8 надвигаются на конус 6 и, упираясь в стенку эксплуатационной колонны, создают упор для сжатия уплотни тельных манжет 3. Под действием массы труб плашки внедряются в стенку эксплуатационной колонны, обеспечивая заякоривание и разобщение зон обсадной колонны. Проходное отверстие пакера открывается при увеличении давления до 21 МПа. При этом срезаются винты 16, и седло 15 с шариком 14 выпадает. Пакер извлекается в результате подъема колонны труб. При снятии осевой нагрузки освобождаются манжеты, и ствол, двигаясь вверх, тянет за собой конус, который освобождает плашки.

Во ВНИИПИвзрывгеофизики разработано несколько модификаций взрывных пакеров:

-   ВП с металлическим уплотнительным элементом;

-   ВПМ (манжетный) с комбинированным уплотнением;

-   ПВЭ (эксплуатационный);

-   ПВЦ (цементировочный).

Пакеры двух первых модификаций фиксируются в скважине за счет сил трения между обсадной колонной и деформированным после взрыва корпусом пакера, они могут служить только пакером- пробкой в скважине.

В последних двух модификациях усилие, возникающее после взрыва, действует на уплотнительные и фиксирующие элементы пакера так же, как и в описанных выше конструкциях, и взрывная камера фактически является посадочным инструментом пакера.

Расчет пакеров. В задании на конструирование пакера обычно даются его главные параметры, условия эксплуатации и описание технологических процессов, для которых необходим пакер, к которым относятся: диапазон внутренних диаметров обсадной колонны, в которую спускают пакер; перепад давления, воспринимаемый им; особенности технологического процесса, для которого предназначен пакер.

При расчете пакера определяют необходимое для герметизации контактное давление, осевую силу, обеспечивающую это давление, оптимальные высоту уплотняющего элемента, длину хода штока пакера, параметры корда уплотняющего элемента [6].

Для определения наименьшей величины осевой силы Q, обеспечивающей герметичное разобщение ствола скважины, используют следующее уравнение:

Q > 0,111 Δр F + GF [(R²_c- г²ш)³ - - (R²_с- r²_Ш)³] / [(R²_с- r²_ш (R²_п- r²_ш)] (1.40)

где F - площадь поперечного (диаметрального) сечения уплотни- тельного элемента в деформированном состоянии; G = 5,1—10 МПа — модуль сдвига резины; R„ и Re - наружный радиус резины до деформации и после нее (последний равен внутреннему радиусу обсадной колонны); r_ш - внутренний радиус резины; Δр - перепад давления у пакера.

Высота уплотнительного элемента пакера в свободном состоянии может быть определена из условия равенства площади его поверхности до и после деформирования.

h_min = [2h_c (R_c + r_ш) + R²_c - R²_п] / 2 (R_п + r_ш),  (1.41)

где h_c - высота элемента в сжатом состоянии.

Наибольшая высота уплотнительного элемента может быть найдена по условию самозакрепления пакера при действии осевого усилия.

h_max = (R_п²- r²_ш) R_c³ / [0,45f (R²_п— r²_ш.) (3R_C + 2R²_сr_ш - r²_ш)], (1.42)

где f- коэффициент трения.

Оптимальную длину хода штока рекомендуют определить по следующей формуле: 

S = h (k²_0П- 1) R²_п/ [k²_0П R²_п- r²_ш)], (1.43)

где h - высота свободного, не нагруженного уплотняющего элемента;

k_0П = R_c / R_п, (1.44)

Для пакеров под обсадные колонны с диаметрами 146 и 168 мм коэффициент k_0П = 1,13; с диаметрами 178 и 299 мм - k_0П = 1,09-1,07.

При расчете пакера необходимо проверять влияние плашечного захвата на прочность обсадной колонны.

В конструкциях пакеров, где плашки полностью перекрывают кольцевой зазор, нагрузка на обсадную колонну распределена равномерно по всему периметру. В этом случае предельная осевая нагрузка на плашечный захват, при которой обсадная колонна не нарушается, равна:

Q_пред ≤ [s_т n tga (D² - d²) l_пл (L_пл + 16/3 f²_пл)^1/2] / (D² + d²),  (1.45)

При ограниченном контакте плашек по периметру обсадной колонны участки труб между ними работают на изгиб.

Тогда

Q_пред ≤ 2s_т n tg a h²1_пл, / d, (1.46)

где s_т - предел текучести материала труб обсадной колонны;  n - число плашек (по радиусу); a - угол конуса плашки; D, d, h — наружный и внутренний диаметры и толщина стенки трубы обсадной колонны; 1_пл, - высота плашек (длина по вертикали); L_пл, - длина хорды плашки; f_пл - стрела дуги поверхности плашки.

Запасы прочности при расчетах принимают равными 1,15 для обсадных труб диаметрами 114—219 мм и 1,52 - для труб диаметром более 219 мм. При расчетах на изгиб запас прочности берут примерно в 2 раза большим, учитывая, что предел касательного напряжения τ_т  ≈0,58 s_т.

При разработке конструкции пакера предельная нагрузка сравнивается с нагрузкой, необходимой для создания уплотнения. Если 

Q_пред < Q, то в конструкцию пакера вносят необходимые изменения (угла a, геометрических размеров уплотнения).

При проектировании пакера для использования его в искривленных скважинах надо учитывать возможность деформации пакера при прохождении им изогнутых частей ствола.

Длина пакера, при которой он будет касаться обсадной колонны в трех точках (по концам и в середине) при прохождении им изогнутой части скважины, определяется из выражения

lпак = 2(2RΔs)^1/2, (1.47)

где R - радиус изгиба ствола скважины; Δs - зазор (диаметральный) между пакером и обсадной колонной.

При большей длине пакер, проходя изгиб, или застрянет, или изогнется сам. Последнее может привести к его повреждению.

Этот расчет относится и ко всякому другому оборудованию, спускаемому в искривленную скважину (скважинные штанговые насосы, центробежные насосы, погружные двигатели и т. д.).

Расчет максимально возможного давления, при котором пакер будет находиться в равновесии, производится по формуле

где G - вес НКТ; H_l- глубина спуска пакера; D_B — внутренний диаметр эксплуатационной колонны; D_н - внешний диаметр эксплуатационной колонны; d_н - наружный диаметр НКТ; d_в — внутренний диаметр НКТ; ρ₁ ρ₂ - соответственно плотность жидкости в трубах и затрубном пространстве.

Якори служат для заякоривания и центрирования скважинного оборудования в эксплуатационной колонне. Если осевое усилие, действующее на пакер, значительно, и шлипсовый захват пакера не может его надежно удержать, со стороны низкого давления устанавливают якорь, служащий дополнительной осевой опорой. Гидравлический якорь (рис. 1.24. [2]) показан в сборе с транспортировочными предохранительными гайкой и пробкой. Якорь, спускаемый на колонне НКТ, при работе подвергается избыточному внутреннему давлению жидкости, действующему на резиновую трубчатую диафрагму, которая давит на плашки и прижимает их к обсадной колонне. Плашки имеют насечку, что увеличивает их сцепление с обсадной колонной. Якорь можно применять и без пакера в случае, когда необходимо закрепить колонну труб без уплотнения межтрубного пространства.

Кпапаны-отсекатели

Клапаны-отсекатели предназначены для автоматического перекрытия колонны НКТ и отсечки потока продукции скважины при нарушении установленного режима ее эксплуатации в результате частичного или полного разрушения устьевого оборудования, нарушения герметичности эксплуатационной колонны, затрубное пространство которой загерметизировано пакером. При обустройстве скважин пакер и клапан-отсекатель обычно устанавливают непосредственно над продуктивным горизонтом, особенно в тех случаях, когда скважина может дать грифон.

Клапан-отсекатель обычно устанавливают в колонне НКТ на ниппель путем сбрасывания или с использованием специального посадочного инструмента. 

Ниппель (рис. 1.25.) служит для установки, фиксирования и герметизации в нем клапана-отсекателя, представляет собой патрубок, внутри которого выполнена кольцевая проточка для приема фиксаторов замка клапана-отсекателя. Внутренняя поверхность ниппеля выше кольцевой проточки обработана под посадку уплотнительных элементов клапана-отсекателя. По обоим концам ниппеля нарезана резьба для соединения с колонной НКТ. Ниппель спускают на колонне НКТ и устанавливают выше пакера.

Клапаны отсекатели управляемый КАУ (рис. 1.26 а, б) управляются с устья скважины через специальную трубку, спущенную совместно с ниппелем (см. рис. 1.25 а).

Клапаны-отсекатели устанавливаются в посадочные ниппели ин-струментами канатной техники и фиксируются в ниппелях при помощи замков, размещенных в канавке 1.

Клапан-отсекатель в открытом виде с замком ЗК спускается в скважину.

 

Замок, соединенный со спускным инструментом при помощи канатной техники, фиксирует клапан-отсекатель в посадочном ниппеле таким образом, чтобы канал а оказался у выхода трубки управления ниппеля. Уплотнение клапана в ниппеле достигается за счет манжет 2 и манжет на замке. Запорным органом клапана-отсекателя КАУ является хлопушка 11, установленная на оси 13, закрепленной в кожухе 14. В закрытом виде хлопушка поджимается к седлу 10 пружиной 12 и давлением среды скважины. Хлопушка открывается толкателем 8, соединенным с поршнем 4, удерживаемым в верхнем положении пружиной 5. При подаче давления через трубку управления в канал а поршень 4 перемещается по цилиндру 3 вниз, размыкая контакт между упором переводника 6 и втулкой 7, в результате чего давление в полостях над и под хлопушкой выравнивается. Далее толкатель открывает хлопушку и, входя в кольцо 20, изолирует рабочие поверхности хлопушки и седла от воздействия потока. Перемещение поршня ограничивается упором толкателя в корпус 9. Как только давление в трубке управления будет сброшено, или при разгерметизации устья, поршень под действием пружины 5 возвратится в верхнее положение и толкатель освободит хлопушку, которая захлопнется. В клапане- отсекателе КАУ (см. 1.26, б) запорным органом является шар 15, присоединенный к седлу 10 двумя коромыслами 16.

Уравнительный клапан КУМ устанавливается на клапане- отсекателе КА, В верхний конец клапана вворачивается замок, при помощи которого вся сборка фиксируется в посадочном ниппеле,

Уплотнение замка герметизирует кольцевое пространство между ниппелем и клапаном-отсекателем. При закрытии клапана- отсекателя он может быть поднят после выравнивания давления над и под ним, что выполняет клапан КУМ.

Замки 13К и ЗНЦВ предназначены для фиксации клапанов- отсекателей, уравнительных клапанов и глухих пробок в местах их посадки в скважинном оборудовании.

Замок 13К (рис. 1.27.) с клапаном-отсекателем или глухой пробкой спускается в посадочный ниппель скважинного оборудования на спускном инструменте из комплекта ИКПГ, установленном внутри муфты 1 на срезном винте 2. Фиксирующим органом замков 13К и ЗНЦВ служит цанга 3, головки перьев которой должны войти и

зафиксироваться в расточке ниппеля, Для того чтобы цанга прошла через суженную часть ниппеля, спускным инструментом при помощи ясса отжимается втулка 4 и перья цанги сжимаются, Как только головка цанги войдет в расточку ниппеля, спускной инструмент приподнимается, и пружина 5 возвращает втулку 4 в исходное положение, фиксируя цангу в разжатом положении в канавке ниппеля. Спускной инструмент освобождается от замка после среза винта 2.

Извлекают замок инструментом для подъема из того же комплекта ИКПГ при помощи канатной техники. При этом лепестки цанги освобождаются отжатием втулки 4.

Замок ЗНКВБ-46-35 служит для установки клапанов-отсекателей, газлифтных и циркуляционных клапанов, пробок и др, в скважинных камерах типа НК в морских скважинах.

Глава 2

⇐ Предыдущая12345678910Следующая ⇒

Поделиться: