Конструктивное исполнение пакеров

Пакеры служат для разобщения частей ствола скважины по вертикали и гер­метизации нарушенных участков обсадной ко­лонны. Они предназначены для работы в скважине без профи­лактического осмотра или ремонта в течение нескольких часов (например, при гидроразрыве пласта), нескольких месяцев (при закачке теплоносителей) или нескольких лет (например, пакеры для раз­лич­ных способов добычи нефти). Скважинные уплотни­тели — пакеры — уста­навливаются при эксплуатации в обса­женной части, а при бурении, как прави­ло, — в необсаженной части скважины. В настоящей книге рассматри­вают­ся пакеры, которые используются при эксплуатации нефтяных и газовых скважин.

Перепады давления, воспринимаемые пакерами, находятся в интервале от 7 до 70 МПа. Температура окружающей среды при эксплуатации скважин мо­жет изменяться от 40 до 100°С, а при тепловом воздействии на пласт дости­гает в некоторых случаях 300...400°С. Окружающая среда, в которой работает па­кер, обыч­но вызывает коррозию металла, а содержание в ней нефти и газа тре­бует тщательного подбора материала уплотняющих элемен­тов. Кроме то­го, осложняющими факторами для пакеров, ис­пользуемых для добычи нефти и газа, являются отложения со­лей, гидратов, смол, а также высокое содержа­ние механических примесей в пластовой жидкости [8].

Функциональное назначение пакера и его элементов: ра­зобщение или гер­метизация ствола скважины; восприятие осе­вых усилий при установке и действии перепада давления. Для обеспечения этих функций конструкция долж­на обеспечивать управление элементами пакера при его спуске в сква­жи­ну и установке или демонтаже пакера; выполнение некоторых технологи­чес­ких функций (например, исключение в определен­ных случаях возмож­нос­ти притока жидкости из-под пакера в так называемом пакере с клапаном-отсекателем). Все это обус­ловливает его структурную схему, которая вклю­чает следующие элементы: уплотняющие элементы, опору пакера, систему управления пакером, технологические устройства (рис. 1.3.1).

Рис. 1.3.1. Схемы пакеров различных конструкций:

а — с уплотнительным элементом, расширяющимся при действии осевой нагрузки, с шлипсовой опорой на обсадную колонну; б— самоуплотняю­щийся пакер (опора не показана); 1 — прорезь втулки; 2 — штифт; 3 — втулка; 4 — пружина (фонарь); 5 — ток пакера; 6, 7 — уплотняющие элементы; 8 — конус; 9 — шлипсовый захват

 

В зависимости от назначения и условий эксплуатации конст­руктивное исполнение элементов меняется. Рассмотрим несколь­ко подробней основные элементы пакеров.

 

Уплотнительные элементы

Различные исполнения этих элементов представлены на рис. 1.3.2. 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. 1.3.2, а, б; 1.3.1, а). Материалом для таких уп­лотнений могут служить резина (см. рис. 1.3.2, а), прорезинен­ная и пропитанная графитом асбестовая ткань (см. рис. 1.3.2, 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. 1.3.2, б). Ос­нов­ным материалом для таких уплотне­ний служит резина.

3. Самоуплот­няющиеся эле­менты (см. рис.1.3.2, г; 1.3.1, б).

Основным материалом для таких уплот­нений служит резина.

Рис. 1.3.2. Схемы уплотняющих элементов пакеров

Уплотняющие элементы первых двух ти­пов (см. рис. 1.3.2, 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. 1.3.2, 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. 1.3.2, 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. 1.3.2, 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 залавливается 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 6 (см. рис. 1.3.1), 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.

Самоуплотняющийся элемент (см. рис. 1.3.2, г) спускают в скважину с на­тя­гом. Он также выполнен из резины, упрочнен­ной кордом.

Уплотнительные элементы применяются в пакерах:

1) при добыче нефти и газа в случае:

а) потребности создания в скважине двух и более изолиро­ванных кана­лов (например, НКТ и уплотненное снизу пространство между НКТ и обсадными трубами при раздельной эксплуатации нескольких плас­тов или при закачке в пласт технологических жидкостей);

б) беструбной эксплуатации скважины (при подъеме жид­кости по обсад­ной колонне, в нижней части которой установлено уплот­не­ние);

в) необходимости защиты от выброса при газо- или нефтепроявлениях (пакер с клапаном-отсекателем);

2) при исследовании или испытании скважины в случае:

а) раздельного исследования пластов, вскрытых одной сква­жиной;

б) проверки герметичности обсадной колонны или герме­тичности изо­ля­ции пластов цементным кольцом;

3) при воздействии на пласт или его призабойную зону в случае:

а) гидроразрыва пласта;

б) поддержания пластового давления;

в) подачи в пласт теплоносителей.

Для уплотняющих элементов (табл. 1.3.1) применяется синте­тическая рези­на марок 4326, 4327, 3825 для пакеров с неболь­шой деформацией уплот­няю­ще­го элемента (см. рис. 1.3.2, б, в, г) и марок 4004, 3826-С для элементов с боль­шой деформацией (см. рис. 1.3.2, а).

Таблица 1.3.1