Функциональное назначение пакера и его элементов

· разобщение ствола скважины;

· восприятие осевых усилий;

· управление элементами пакера при его спуске в скважину и при установке или съеме пакера;

· выполнение некоторых технолгических функций, например, у пакеров-отсектелей.

Все это обусловливает структурную схему пакера, которая включает следующие составные части: уплотняющие элементы, опору пакера, систему управления пакером, технологические устройства.

Классификация

В основу классификации положено два вида признаков. Первый из них раскрывает конструктивные особенности, принцип действия пакеров, показывает их потенциальные возможности, второй признак характеризует внешние особенности, общие для многих пакеров (табл. 2.1).

По конструктивным схемам пакеры разделены на следующие типы:

· СВ - пакеры, в которых сжатие уплотнительных элементов происходит под действием внешних сил;

· СУ - пакеры сжатия, работающие под действием упругих сил;

· НД - надувные пакеры.

К типу СВ отнесены пакеры, герметизация кольцевого зазора которых осуществляется вследствие осевого сжатия уплотнительного элемента, представляющего собой набор втулок. Элемент (рис.2.1,а), выполненный из резины, иногда с армировкой тканевым или металлическим кордом, рассчитан на работу при температуре до 100 ⁰С. Элемент (рис.2.1,б) изготовлен из прорезиненного или прографиченного асбеста и предназначен для работы в среде с температурой до 300 - 400 ⁰С.

 

Рис. 2.1. Схемы уплотняющих элементов пакеров

Отличительной особенностью пакеров СУ является то, что диаметр их уплотнительного элемента в свободном состоянии превышает диаметр перекрываемой скважины. Прижатие к трубам происходит после смещения предохранительного кожуха (при закрытом варианте спуска).

К надувным пакерам НД отнесены те, герметизирующий элемент которых представляет собой оболочку, закрепленную на корпусе или выполненную заодно с ним и прижимаемую к стенкам скважины за счет действия избыточного давления закачиваемой или находящейся в скважине жидкости, а также давления газов, образующихся при взрыве заряда взрывчатых веществ.

В зависимости от того, из какого материала изготовлен уплотнительный элемент, каждый тип пакера разделен на классы:

· Р - резиновые;

· М - металлические;

· Ф - фторопластовые.

При классификации учтены следующие внешние признаки:

1) способ спуска в скважину:

· Т - на трубах;

· К - на кабеле (тросе);

2) способ снятия с места установки:

· И - извлекаемые,

· С - съемные;

· Р - разбуриваемые;

3) способ создания нагрузки на уплотнительный элемент, который отражается в названии пакера. При этом сначала учитывается способ образования опоры, затем способ деформации уплотнительного элемента.

Таблица 7.1 – Классификация пакеров

Пакеры	По конструктивным схемам и принципу дейстия
СВ	СУ	НД
Р	Ф	Р	Р	М
Внешние признаки	И	Т	М
ГМ
Г
С	Т	М
Г
МГ
Р	Т	Г
ГМ
Р	К	Г
Х
П

По способу создания нагрузки на уплотнительные элементы пакеры подразделяются на следующие типы:

· М – механические пакеры, у которых деформация уплотнительного элемента осуществляется за счет механической нагрузки;

· ГМ – гидромеханические пакеры, у которых шлипсовый узел, обеспечивающий опору пакера на стенку скважины, приводится в рабочее положение путем повышения давления жидкости в колонне труб, а деформация уплотнительного элемента происходит под действием механической нагрузки, например, веса труб;

· МГ - механико-гидравлические пакеры, у которых шлипсовый узел занимает рабочее положение под действием механической нагрузки, а деформация уплотнительного элемента осуществляется под действием гидравлических сил в трубах;

· Г – гидравлические пакеры, характерной особенностью которых является то, что давление жидкости используется для прижатия уплотнительного элемента к стенкам скважины, а иногда и для приведения в рабочее положение упора на стенку скважины;

· Х – химические пакеры, у которых прижатие уплотнительного элемента к стенкам скважины осуществляется за счет энергии, выделяющейся в результате химической реакции;

· П – пневматические пакеры, у которых уплотнительный элемент к стенкам скважины прижимается в результате использования энергии сжатого воздуха.

По типу упора пакеры подразделяются на:

· 1 - пакеры с опорой на забой через хвостовик;

· 2 - пакеры с опорой на стенку скважины посредством шлипсового узла;

· 3 - пакеры без опоры на забой и стенку скважины.

Таким образом, приведенная классификация позволяет судить о принципе действия пакера, его конструктивных и технологических особенностях.

Наибольшее применение в промышленности нашли механические пакеры. Они просты в конструкции и имеют высокую надежность в работе.

 

2.2.2. Устройство и принцип действия пакера ПВМ-122-500

 

Пакер включает следующие элементы (Рис.2.2.): 1-головка; 2-опорное кольцо; 3-ограничительная втулка; 4-ограничительный уплотнительный элемент; 5- ограничительное кольцо; 6- уплотнительный элемент; 7- конус; Узел фонаря в свою очередь состоит из элементов: 8-шлипсы; 9-упорная втулка; 10-ограничительный обруч; 11- пружина; 12-корпус фонаря; 13-штифт; 14-фигурный паз в крпусе фонаря; 15-ствол.

Головка 1 пакера предназначена для присоединения пакера с якорем. Она представляет трубу, имеющую в верхней части левую резьбу бурильных труб, служащую для соединения с якорем ЯПГ, в нижней части - муфтовую резьбу насосно-компрессорных труб для соединения со стволом 15 и наружную метрическую резьбу - для навинчивания опорного кольца 2. Наружная поверхность головки имеет кольцевые риски для извлечения пакера овершотом в случае прихвата его в скважине. Материал для изготовления применяется такой же, как и у бурильных труб.

Опорное кольцо служит для упора уплотнительного элемента 4 и обеспечивает ее деформацию при посадке пакера.

Ствол представляет собой отрезок насосно-компрессорной трубы. На него последовательно надеваются ограничительная втулка 3, ограничительный уплотнительный элемент 4, ограничительное кольцо 5, резиновый уплотнительный элемент 6, конус 7 и узел фонаря со шлипсами.

Рис.2.2. Общий вид механического пакера

1-головка; 2-опорное кольцо; 3-ограничительная втулка; 4-вспомогательный уплотнительный элемент; 5-ограничительное кольцо; 6- основной уплотнительный элемент; 7- конус; Узел фонаря в свою очередь состоит из элементов: 8-шлипсы; 9-Упорная втулка; 10- ограничительный обруч; 11-пружины; 12-корпус фонаря; 13-штифт; 14-фигурный паз; 15-ствол.

Узел ограничителя предназначен для предотвращения проникновения резины основного уплотняющего элемента в кольцевой зазор между скважиной и опорным кольцом 2 при высоких перепадах давления жидкости. Между торцами ограничительной втулки 3 и ограничительного кольца 5 остается зазор, достаточный для заполнения кольцевого зазора при сжатии уплотнительного элемента и и в то же время для предупреждения его заклинивания.

Под действием веса колонны насосно-компрессорных труб резиновый элемент 6 сжимается между неподвижным ограничителем 5 и подвижным конусом 7.

Происходящее при этом увеличение диаметра резинового элемента создает уплотнение кольцевого пространства между обсадной колонной и подъемными трубами. Диаметр резиновой манжеты при свободном состоянии должен быть меньше внутреннего диаметра обсадной колонны примерно на 10-20 мм и не должен быть больше диаметра шаблона.

Основной уплотнительный элемент, как и ограничительный, изготавливается из резины марок 4004, 3826-С, которые допускают большую деформацию. Они рассчитаны на работу при температуре до 100⁰С, стойкие против разъедания агрессивными веществами, находящимися в скважине.

Подвижный конус является промежуточным элементом, предназначенным передавать сжимающие усилия от шлипсов на уплотнительные манжеты. Конусная форма этого элемента обеспечивает посадку пакера на определенной глубине ствола скважины при перемещении ствола вниз относительно неподвижного фонаря, конус надвигается на не­подвижные шлипсы, раздвигает их до соприкосновения с обсадной колонной, и заклинивает.

Узел фонаря устроен следующим образом: в корпусе 12, представляющем цилиндрическую втулку, под углом 120° расположены глухие отверстия, в которых помещены цилиндрические пружины. Внизу корпуса размещена упорная втулка 9, вверху- оганичительный обруч 10, удерживающие от выпадения шлипсы 8. Наружный диаметр фонаря должен быть больше всех остальных деталей.

Штифт 13, ввернутый в корпус фонаря, при спуске пакера в скважину находится в фигурных пазах ствола 15 и, связывая ствол со шлипсами, предотвращает самопроизвольную пакеровку.

Спуск п акера в скважину до требуемой глубины производится на колонне бурильных или насосно-компрессорных труб. При вводе пакера в обсадную колонну, благодаря трению фонарь стремится отстать от общего движения спускаемой колонны, но этому препятствуют штифты, удерживающие фонарь за его корпус. При достижении пакером нужной глубины небольшим подъёмом колонны вверх (0,3 - 0,5 м) и поворотом труб на 1 - 1,5 оборота вправо штифт выводятся из фигурного паза. Фонарь при этом не вращается из-за трения шлицов об обсадную колонну. При дальнейшем спуске колонны труб конус надвигается на шлипсы, которые продолжают оставаться с фонарем на месте, раздвигает их. При этом шлипсы своими насечками врезаются в стенку обсадной колонны и препятствуют дальнейшему движению конуса вниз. Под действием веса колонны труб резиновый уплотнительный элемент 6 сжимается между неподвижным ограничителем 5 и подвижным конусом 7. Происходит деформация резинового элемента пакера и уплотнение кольцевого пространства между обсадной колонной и подъемными трубами.

Пакер извлекаемый механический шлипсовый применяется при добыче нефти и газа, при текущем и капитальнм ремонте скважин, при всех технологических процессах, проводимых на скважинах, в том числе при гидравлическом разрыве пласта. Конструкция пакера разработана ОКБ по бесштанговым насосам и имеет техническую характеристику, приведенную в таблице 7.2.

Изготовление, приемка и поставка пакера производиться по ТУ26-02-283-80 Сарапульским машиностроительным заводом (респ. Удмуртия).

Таблица 2.2 - Техническая характеристика пакера ПВМ-122-500

Основные параметры	Значения
1. Наибольший диаметр пакера, мм
2. Максимальное осевое усилие, кН -при посадке пакера -при освобождении пакера
3. Перепад давления, воспринимаемый пакером, МПа, не более
4. Диаметр проходного отверстия, мм, не менее
5. Внутренний диаметр обсадной колонны, мм.
5. Длина, мм, не более
6. Масса, кг, не более
7.Установленная безотказная наработка, ч, не менее	12 000
8. Полный средний срок службы, год, не менее	3,5
9. Полный установленный срок службыГод, не менее	2,1
10. Объемная доля содержания механических примесей, %, не более	0,5
11. Содержание сероводорода в свободном газе по объему,%, не более.	0,1

 

2.2.3. Конструктивная схема гидравлического пакера

Характерной особенностью гидравлических пакеров является то, что давление жидкости используется для прижатия уплотнительного элемента к обсадной колонне. Главным преимуществом гидравлических пакеров по отношению к механическим пакерам является способность функционировать при больших перепадах давлений жидкости. Это связано с особенностью их работы. Более того, чем больше перепад давления жидкости, тем сильнее прижимается уплотнительный элемент к обсадной колонне.

Пакер извлекаемый гидравлический с клапаном ПИГК 146 - 500, изначально был разработан СКБ по бесштанговым насосам для гидравлического разрыва пласта при перепаде давлений до 50 МПа.

По технической характеристике пакер ПИГК 146 - 500 отличается от механического пакера ПВМ - 122 - 500 только лишь способом управления работой пакера: вместо механического - гидравлический.

Длина пакера - 980 мм, масса - 38 кг.

Устройство пакера

Пакер типа ПИГК (рис.2.3) состоит из головки 1, опорного кольца 2, верхней манжеты 3, ограничительной втулки 4, штока 5,уплотнительной манжеты 6, толкателя 7, седла гидравлической манжеты 8, центратора 9, узла клапана, состоящего из хвостовика 10, пружины 11, клетки 12, упора 13 и клапана 14.

 

1 – головка; 2 - опорное кольцо; 3 – ограничительная манжета; 4 – ограничительная втулка; 5 – ствол; 6 – основная уплотнительная манжета; 7 – толкатель; 8 - седло гидравлической манжеты; 9 – центратор; Узел клапана включает: 10 – хвостовик; 11 – пружину; 12 – клетку; 13 – упор; 14 – клапан.   Рис.2.3. Конструктивная схема гидравлического пакера

Принцип действия

Перед спуском в скважину пакер типа ПИГК свинчивается с якорем соответствующего типо-размера, который воспринимает осевое усилие от пакера, возникающее в процессе нагнетания жидкости в скважину под давлением.

Пакер с присоединенным к нему якорем спускается на колонне насосно-компрессорных труб. После спуска пакера на необходимую глубину в колонну насосно-компрессорных труб производится подача жидкости для гидроразрыва.

При достижении перепада давления на штуцере 0,35 – 0,50 МПа открывается клапан 14. При дальнейшем повышении перепада давления жидкость, воздействуя на торец толкателя, заставляет его перемещаться вверх и деформироваться уплотнительную манжету, более плотно прижимая их к обсадной колонне. Уплотнительная манжета, в свою очередь, прижимает ограничительную манжету к опорному кольцу, принуждая ее деформироваться до соприкосновения с обсадной колонной. Это предотвращает заход уплотнительной манжеты в зазор между опорным кольцом и обсадной колонной и прихвата пакера в скважине.

Пакер извлекается из скважины вместе с колонной насосно-комперссорнных труб. При снижении давления жидкости в скважине уплотнительная и ограничительная манжеты отходят от стенки обсадной колонны за счет упругости резины.

Извлечение пакера следует производить при расчетных скоростях подъема с тем, чтобы обеспечивался слив жидкости из колонны труб. Иначе, возникающий перепад давлений от разности уровней жидкости в трубах и в затрубном пространстве может привести к расширению уплотнительной манжеты и затяжке инструмента.

Разборка пакеров типа ПИГК производится путем отворачивания узла клапана, седла гидравлической манжеты и снятием деталей.

Выдержать требование замкнутости гидравлического контура глубоких скважин сложно, так как они, как правило, пересекают трещиноватые зоны природного и техногенного происхождения. В эти зоны уходит дорогостоящая промывочная жидкость. В практике разведочного бурения это явление называется поглощением очистного агента. В настоящее время буровая наука располагает конкретными методами предупреждения и ликвидации поглощений. Однако, попытки их реализовать негативно влияют на непрерывность технологического процесса бурения скважины и не всегда дают положительный результат. Это отрицательно сказывается на технико-экономических показателях геолого-разведочных организаций, находящихся в тяжелейшем экономическом положении. Поэтому, в настоящее время необходима эффективная и ресурсосберегающая технология промывки глубоких скважин в условиях поглощения очистного агента.

Опыт промышленного применения [1] показал, что в таких условиях целесообразно использовать технологию призабойной пульсирующей промывки забоя скважины оставшейся в ней жидкостью, сочетая, при необходимости, данный способ промывки с методом поинтервального тампонирования проницаемой зоны.

Призабойная промывка (рис. 1) создается путем вытеснения жидкости на забой скважины 7 через нагнетательный клапан 4 вытеснительной камеры погружного пневматического вытеснителя 2 сжатым воздухом, периодически подающимся в нее по колонне бурильных труб 1. Вытеснительная камера заполняется через всасывающий клапан 3 за счет гидростатического давления столба жидкости h.

Рабочий цикл T (рис. 2а) погружного пневматического вытеснителя состоит из периодически повторяющихся этапов вытеснения tв промывочной жидкости и заполнения tзап ею вытеснительной камеры. Поскольку на этапе заполнения промывка забоя скважины отсутствует, внутрискважинная циркуляция носит явно выраженный пульсирующий характер.

Технология обладает следующими преимуществами. Экономична, так как нет необходимости доставки на объект работ промывочной жидкости. Экологична, поскольку осуществляется естественным очистным агентом без специальных реагентов, практически весь спектр которых токсичен. Однако, возможности ее реализованы далеко не полностью. Одна из причин - необоснованное, по мнению автора, ограничение применения пульсирующей промывки по глубине скважины. Поэтому, была поставлена задачу теоретически доказать и подтвердить в производственных условиях возможность применения пульсирующей промывки скважины в глубоких скважинах.

Известна формула (1) [2] для расчета минимально допустимой скоростью восходящего потока очистного агента Vв, при пульсирующей промывке скважины. Она используется при расчете режимных параметров внутрискважинной пульсирующей промывки неглубоких (100-250) м разведочных скважин.

где С - скорость выноса шлама восходящим потоком, м/с; U - скорость оседания шлама, м/с; tв - длительность этапа вытеснения, с; tз - длительность этапа заполнения вытеснительной камеры, с.

При бурении глубокой скважины, давление сжатого воздуха в вытеснительной камере за счет которого осуществляется вытеснение промывочной жидкости на забой скважины, будет небольшим. Причины этому - потери давления по длине колонны бурильных труб глубокой скважины и низкое максимально возможное давления сжатого воздуха в ресивере двухступенчатого компрессора (до 0.9 МПа). Поэтому, последний не может обеспечить вытеснение промывочной жидкости со скоростью восходящего потока соизмеримой с минимально допустимой, определяемой по формуле (1).

Покажем, что расчеты Vв, выполняемые по (1), дают завышенные значения Перечислим факторы, завышающие Vв.

Необходимость завышения аргументировалась тем, что скорость выноса шлама должна обеспечить его подъем на такую высоту, которая компенсировала бы его оседание со скоростью U на этапе заполнения вытеснительной камеры, (рис. 2б), когда отсутствует промывка. Это и учитывала логика вывода формулы (1). Принимая во внимание то, что процесс седиментации изучен Риттингером, был проведен расчет расстояния, на которое переместится шлам при седиментации во время заполнения вытеснительной камеры tз. Расчет показал, что даже при самых неблагоприятных условиях (тяжелые породы, значительное обогащение шламом промывочной жидкостью с наличием крупных частиц в нем, большое время заполнения вытеснительной камеры (> 20 c)) величина U не превышает 3.5 м. Это расстояние значительно меньше суммарной длины колонковой и наружной шламовой труб. Поэтому, оседания шлама на забой скважины на этапе заполнения вытеснительной камеры рабочего цикла пневматического вытеснителя не будет. Таким образом, величина, входящая в формулу (1) необоснованно завышает значение Vв.

Тогда минимально необходимую скорость восходящего потока Vв можно определить из выражения (2).

Однако сама формула (2) и расчет входящего в нее параметра С требует уточнения. Последний рассчитывается по принятой для колонкового бурения формуле (3) [4], исходя из рекомендуемой при бурении с прямой промывкой разности

плотностей восходящей rжв и нисходящей rжн жидкости, обеспечивающей вынос шлама на дневную поверхность при условии равномерной зашламованности столба жидкости.

где S1 и S0 - соответственно площади забоя и кольцевого пространства между стенками скважины и бурильными трубами, м2; Vм - механическая скорость бурения, определяемая по справочнику укрупненных сметных нормативов (СУСН), м/с; Z - коэффициент, учитывающий винтообразное движение частиц вследствие вращения бурового снаряда. Для ньютоновской и неньютоновской жидкости rжв-rжн рекомендуется соответственно 10 кг/м3 и 20-30 кг/м3 [3].Однако, призабойная пульсирующая промывка не обеспечивает вынос шлама на дневную поверхность по причине отсутствия замкнутости гидравлического контура скважины. Шлам должен быть поднят до верхнего торца наружной шламовой трубы 5, (рис.1) находящейся в нижней части столба жидкости, и максимально собраться в ней, а не выноситься потоком в пространстве между стенками скважины 7 и бурильными трубами 1 в верхнюю часть столба жидкости. В нем жидкость должна быть минимально зашламованна, поскольку именно оттуда она через всасывающий клапан 3 поступает в вытеснительную камеру 2. По этой причине этот интервал скважины можно назвать зоной нежелательного нахождения зашламованной жидкости. Поэтому, плотность обогащенной шламом жидкости, циркулирующей в призабойной части rжв, (восходящий поток) будет превышать плотность жидкости верхней части ее столба rжн, откуда она поступает в вытеснительную камеру 1 и вытесняется сжатым воздухом на забой скважины (нисходящий поток). Таким образом, обеспечивая условие неравномерности зашламования столба жидкости в скважине, формула для расчета С будет иметь вид:

Сокращающие выраженияG1, G2, G3 иG4, входящие в (4) имеют следующий вид:
где dс - диаметр скважины, м; d4 - диаметр керна, м; d2н - наружный диаметр бурильной трубы, м; d3н - наружный диаметр колонковой и шламовой трубы, м; l3, lш - длины соответственно колонковой и шламовой труб, м; i - коэффициент, учитывающий процент извлечения керна.

После корректирования формулы для расчета С, покажем необходимость уточнения применения (4) при расчете Vв по формуле (2). Для аргументирования вышесказанного показан теоретический график перемещения шлама за период рабочего цикла T пневматического насоса (рис. 2б), из которого видно, что величина С не постоянна. Процесс движения шлама будет корреллировать с характером изменения интенсивности восходящего потока (рис. 2а), прогноз которого выполняется по разработанной и экспериментально подтвержденной автором теории [5] применительно к любому очистному агенту. Таким образом, зная изменение скорости восходящего потока Vв на этапе вытеснения (участок АВС), мы можем рассчитать и степень ее изменения e, путем определения среднеарифметического от суммирования отношений текущего значения прогнозируемой скорости Vвi к максимальному Vвmax на всем этапе вытеснения.
Учтем изменение С, путем умножения последней на e. Таким образом, с учетом всех приведенных выше рассуждений, формула для расчета минимально необходимой скорости восходящего потока при призабойной пульсирующей промывке
В табл.1 и табл.2 приведены значения соответственно С и vв, полученные при расчетах по формулам (3), (4) и (1), (6) для скважины глубиной 1000 м конечным диаметром 0.093 м с высотой столба жидкости в ней 50 м. Для подачи сжатого воздуха используется компрессор производительностью 0.0083 м3/с при давлении сжатого воздуха в ресивере 0.5 Мпа.

Из табл. 1 и табл. 2 видно, что значения С и vв, рассчитываемые по формулам (3) и (1) отличаются примерно в два раза. Полигонные испытания подтвердили возможность призабойной пульсирующей промывки скважин со скоростью восходящего потока промывочной жидкости, определяемой по формуле (6). Таким образом, опасение применения данного способа промывки при бурении скважин большой глубины скорее субъективно, чем обоснованно.