Оборудование для добычи нефти и газа Том 1
..pdfдействующему на резиновую трубчатую диафрагму, которая нажимает на плашки и прижимает их к обсадной колонне. Плашки имеют насеч ку, что увеличивает их сцепление с обсадной колонной. Якорь можно применять и без пакера в случае, когда необходимо закрепить колонну труб без уплотнения межтрубного пространства.
Кроме рассмотренных конструкций лакеров в Западной Сибири применяются, хотя и не так широко, и другие конструкции [Л]. Рас смотрим некоторые из них.
Пакеры взрывные (ВП), разработанные ВНИИГШвзрывгеофизикой, могут применяться при капитальном ремонте скважин.
Разработано несколько модифика ций таких лакеров:
-ВП с металлическим уплотни тельным элементом;
-ВЛМ (манжетный) с комбини
рованным уплотнением;
-ПВЭ (эксплуатационный);
-ПВЦ (цементировочный). Пакеры двух первых модифика
ций 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 фик сирующие элементы пакера так же, как и в описанных выше конструкциях, и взрывная камера фактически является посадочным инструментом пакера.
Взрывной пакер типа ВП (рис. 1.3.5) содержит корпус 10, представляющий собой полый металлический стакан, закрытый пробкой 8 и удерживаемый накидно пйкой 7 В корпусе разме шается навеска пороха У/, которая воспламеняется от эпектровоспламенителя Р, срабатывающего от импуль
са электрического тока, подаваемого с
________ s
^ис. J.3.5. Взрывной пакер типа ВП
поверхности по кабелю /. Пакер спускается в скважину на кабельной го ловке 2, соединенной с неснаряженным корпусом 3 перфоратора ГТК 85 или ПК 105, служащим в этом случае как дополнительный груз. Причем корпус перфоратора через переходник 5 и с помощью шариков б соединя ется с накидной гайкой пакера. Для соединения электроввода пакера с цен тральной жилой кабеля служит изолированный электропровод 4.
Принцип работы пакера следующий. После спуска сборки на заданную глубину по кабелю подается импульс электрического тока, срабатывает электровоспламенитель и загорается навеска пороха. Под действием давления газов, образовавшихся при горении пороха, корпус пакера необратимо деформируется до внутренней стенки обсадной колонны, создавая таким образом пробку в обсадной колонне. Под дав лением газов одновременно пробка пакера перемещается относительно накидной гайки вверх. При этом шарики западают в проточку 12 пробки, обеспечивая разъединение переходника 5 с пакером.
Детали, относящиеся непосредственно к пакеру, изготавливаются из легко разбуриваемого материала (алюминиевого сплава) и при необхо димости удаления пакера их разбуривают. Диаметр пакера рассчиты вают таким образом, чтобы деформация корпуса под действием поро ховых газов происходила без его разрушения. Деформация должна быть в пределах пластичности материала и достигать внутренней стен ки обсадной колонны, чтобы уплотнение между корпусом пакера и об садной колонной и сцепление между ними были надежными.
Преимуществами взрывного пакера типа ВП являются простота конструкции, возможность установки его в скважине без спуска колон ны НКТ. Однако имеются и недостатки: ограниченная область приме нения - пакер может быть использован только тогда, когда по техноло гии проводимых на скважине работ необходим пакер-пробка; не всегда достигается или нарушается со временем герметичная установка паке ра, т. е. уплотнение металл - по металлу (обсадная колонна - корпус пакера) в условиях скважины ненадежно, поэтому взрывные пакеры на промыслах используются как пробки с последующей установкой це ментного моста канатным методом, что значительно увеличивает эф фективность их использования [11].
Взрывной пакер типа ВП разработан шести типоразмеров с .наруж* ным диаметром от 88 до 135 мм на перепад давления до 60 МПа. ‘
Взрывной пакер типа ВПМ в отличие от пакера типа ВП имеет наде тую на корпус ма!гжету. Благодаря этому повышена надежность герме тизации пакером обсадной колонны. '
Пакер типа ВПМ разработан также шести типоразмеров на перепад давления до 80 МПа.
Рис. 1.3.6. Пакер взрывной цементировочпый типа ПВЦ
Пакер типа ПВЦ (взрывной це ментировочный) (рис. 1.3.6) состоит из ствола 24, на котором собраны уплотнительный элемент 23, верх ний и нижний конусы 27, зафикси рованные на стволе срезными штиф тами 22, плашки 20, упор 19 со сто порными кольцами 18. Нижний ко нец пакера заканчивается клапанной клеткой 26, одновременно служащей и нижним упором для нижней плаш ки. Нижний конец ствола служит седлом для шарового клапана 27
Камера взрыва присоединена к пакеру шпилькой 17, которой он комплектуется в двух вариантах: в виде полого цилиндра, когда необ ходимо сохранить центральный ка нал пакера, и в виде глухого цилин дра, когда необходимо этот канал заглушить. Камера состоит из кор пуса 11, гильзы 10, наконечника 16, пробки 5, переходника 4, заряда 7 с пиропатроном 6. Электроввод в пробке загерметизирован как с на ружной, так и с внутренней стороны специальными сальниковыми уст ройствами.
Камеру 14 между корпусом и гильзой заполняют жидким маслом, которое, перетекая через отверстия 15 и 13 в камеру 72, предотвращает мгновенное перемещение гильзы в момент взрыва и служит тормозным устройством.
Пакер спускается в скважину на кабельной головке 2, соединяемой с пакером либо через головку 3 перфоратора ПК 85, либо через головку и корпус того же перфоратора, используемого в случае необходимости как дополнительный груз.
Принцип работы пакера следующий. Собранный пакер (см. рис. 1.3.6) спускают в скважину на необходимую глубину и по кабелю подают
импульс электрического тока, от действия которого загорается заряд пороха. Под давлением образовавшихся газов гильза перемещается относительно корпуса. При этом происходит вывод уплотнительного элемента и плашек пакера в рабочее положение. При усилии, боль шем, чем усилие, необходимое для посадки пакера, происходят раз рушение шпильки 17 и отсоединение пакера от взрывной камеры. К этому моменту гильза своим упором достигает наконечника, и жид кость из камеры 14 полностью выдавливается в камеру /2, а герме тичная газовая камера 8 вскрывается, и газы выбрасываются в сква жину (верхний конец гильзы вскрывает отверстие 9). Камера на кабе ле / поднимается на поверхность и может быть использована повтор но. Пакер изготовлен из легко разбуриваемых материалов. Недостат ком этого пакера по сравнению с пакерами типа ПР является необхо димость спуска колонны НКТ для выполнения технологических опе раций, связанных с закачкой тампонирующего материала в подпакерную зону. Для этого нижний конец колонны труб оборудуется специальной муфтой, которая, входя в верхний конец гильзы /О, обеспечивает герметичное соединение пакера с колонной труб. Гер метичность соединения проверяется продавливанием резинового шарика 25 через сужение канала ствола в нижней его части. Пакер разработан трех типоразмеров (диаметром 110; 118; 135 мм) на пере пад давления до 30 МПа.
Как уже указывалось выше, скважины перед проведением подзем ного ремонта необходимо глушить.
Давление, создаваемое столбом жидкости глушения, должно пре вышать пластовое давление. При этом используемая для глушения скважин жидкость не должна:
-проникать в продуктивный пласт;
-содержать механические примеси, которые могут засорить приза бойную зону пласта и подземное оборудование;
-вступать в химическую реакцию с породой пласта, так как это мо жет привести к образованию твердого осадка;
-вызывать коррозию колонн труб, подземного и наземного обору дования;
-быть огнеопасной, ядовитой, дефицитной и дорогостоящей;
-замерзать зимой.
Из-за отсутствия жидкостей, полностью отвечающих указанным требованиям, глушение скважин отрицательно сказывается как на рабо те продуктивного пласта, так и на работе всего оборудования и требует повышенных затрат со стороны нефтедобывающих предприятий.
Так, глушение скважин растворами на водной основе часто вызыва ет снижение проницаемости призабойной зоны пласта на 50 % и более и увеличение сроков освоения скважин на 30 % и более.
Поэтому в течение длительного времени после окончания ремонта скважин наблюдается недобор нефти. По данным наблюдений, прове денных на различных месторождениях Западно-Сибирского регионах на скважинах, для глушения которых использовали воду, средний срок восстановления начального дебита составляет от J5 до 100 сут. При этом электролриводная насосная установка работает в условиях плохо го охлаждения, что снижает ее надежность.
Именно поэтому в ряде случаев применение пакеров с клапанамиотсекателями становится не только экономически целесообразным, но и необходимым.
Пакеры с клапанами-отсекателями можно разделить по способу ус тановки клапана на лакере, по виду уплотняемого элемента и системе управления (открытия и закрытия) клапана.
По способу установки клапаны разделяются на съемные и стацио нарные. Съемные, как правило, могут сниматься с помощью канатной техники после глушения скважины. Стационарные для замены клапана требуют подъема всего пакера.
По видам уплотняющего устройства клапаны-отсекатели подразде ляются на тарельчатые, шаровые, поршневые и крановые.
Тарельчатые клапаны, называемые часто “хлопушкой” состоят из корпуса, тарели, седла и возвратной пружины, работающей на кручение.
Шаровые клапаны аналогичны клапанам на штанговых насосах и здесь рассматриваться не будут.
Крановые клапаны состоят из корпуса, запорного элемента, пред ставляющего собой шар со сквозным отверстием, системы поворота запорного элемента и седла.
Поршневые клапаны могут перекрывать поток за счет закрытия бо ковых окон в цилиндре или же садиться на седло аналогично тарельча тым или шаровым.
В настоящее время наиболее приспособленными к осложненным ус ловиям эксплуатации оказались поршневые клапаны. Тарельчатые и крановые используются в нагнетательных скважинах.
По системе управления клапаны-отсекатели можно разделить на управляемые механическим толкателем и срабатывающие за счет пере пада давления в под- и надлакерной зонах. Последняя система подраз деляется на системы, срабатывающие от давления, возникающего в процессе эксплуатации и создаваемого устьевым оборудованием. Рас смотрим подробнее схемы управления:
а) схема управления клапаном-отсекателем с помощью механиче ского толкателя позволяет надежно фиксировать момент открытия и закрытия клапана. В схеме имеется хвостовик, присоединяемый к сква жинному насосному агрегату. Как правило, длина толкателя изменяется от 10 до 30 м, хотя может быть и длиннее. Недостатком такой схемы является необходимость приподьема колонны НКТ при отсутствии пе рекрытия ствола скважины, что требует установки устьевого сальника. К тому же, в случае изменения глубины подвески насоса и при других обстоятельствах, требуются извлечение и последующая установка лакера на новой глубине, что связано с обязательным глушением скважи ны. Кпалан-отсекатель с рассматриваемой системой управления не пе рекрывает скважину в аварийных ситуациях, например при обрыве ко лонны НКТ и падении ее на пакер.
Однако, несмотря на указанные недостатки и благодаря простоте исполнения, эта схема применяется в промысловой практике;
б) схема управления отсекающим клапаном пакера за счет усилия, возникающего от действия гидростатического давления столба жид кости в скважине, позволяет автоматически управлять клапаномотсекателем как в аварийных ситуациях, так и при повседневной экс плуатации. Кроме того, в этой схеме лакер-отсекатель и насосная уста новка работают независимо друг от друга, благодаря чему изменение глубины подвески насоса в процессе эксплуатации скважины не влечет за собой перестановки пакера. К недостаткам этой схемы по сравнению с первой относится необходимость применения более сложного и доро гостоящего оборудования;
в) схема управления отсекающим клапаном пакера за счет импульса давления, создаваемого над клапаном, дает возможность работы без устьевого сальника. Однако для переключения клапана из одного по ложения в другое необходимо наличие насосного агрегата, что услож няет ее эксплуатацию. Как и в первой схеме, отсекающий клапан нс срабатывает при аварийных ситуациях.
Необходимо отметить, что установка пакеров с клапанамиотсекателями имеет следующие существенные недостатки:
-невозможен или крайне затруднен спуск на забой приборов;
-при использовании в скважинах с высоким содержанием механи ческих примесей возможно попадание осевших частиц на прием насоса
ив механизм пакера, что затруднит его демонтаж;
-создает на внутренних стенках обсадной трубы механические по вреждения от удерживающих элементов пакеров;
1.3.2. МЕТОДИКА КОНСТРУИРОВАНИЯ И РАСЧЕТА
СКВАЖИННЫХ УПЛОТНИТЕЛЕЙ
Рассмотрим некоторые рекомендации по конструированию пакеров
иих расчета.
Взадании на конструирование пакера обычно даются его главные
параметры, условия эксплуатации и описание технологических процес сов, для которых необходим пакер.
К главным параметрам относятся: диапазон внутренних диаметров обсадной колонны, в которую спускают пакер; перепад давления, вос принимаемый им; особенности технологического процесса, для которо го предназначен пакер.
Надежное уплотнение может быть создано при разности диаметров уплотнения пакера. до его деформации и обсадной колонной до 15.. .20 мм. Рабочие перепады давления обычно равны Ю...Ю0 МПа. Технологиче ские процессы часто требуют наличия в пакере клапана-отсекателя. нескольких каналов, не сообщающихся друг с другом, обратного кла пана и пр.
К дополнительным исходным данным относятся температура, при которой должен работать пакер, агрессивность окружающей среды, длительность работы пакера без подъема, способ его спуска и подъема (на трубах, канатной техникой) или возможность разбуривания, показа тели надежности и пр.
При расчете пакера определяют необходимое для герметизации кон тактное давление, осевую силу, обеспечивающую это давление, опти мальные высоту уплотняющего элемента, длину хода штока пакера. параметры корда уплотняющего элемента.
Контактное давление между обсадной колонной и уплотняющими
элементами типа а и б (см. рис. 1.3.2) равно [Ю]: |
|
|
Рк Ркс |
ркю |
( 1.3. 1) |
+ Др)/(1 |
- р р), |
( 1.3.2) |
где ркс и ркп контактные давления за счет предварительного сжатия уплотнения и действия перепада давления, соответственно.