Характеристика резин уплотняющих элементов пакеров

Марка резины	Предел прочности, МПа	Относительное удлинение при разрыве, %	Твердость по твер­до­меру ТМ-2	Температур- ные пределы эксплуата- ции, °С	Изменение веса при воздействии смеси бензина и бензола (3:1) за 24 ч, %
			65...80	-55...+100	+35
			65...80	-55...+100	+20
			80...95	-30...+100	+15
			70...85	-40...+100	+20
3826-С			60...75	-100...+100	+15

 

В качестве корда применяют хлопчатобумажную ткань, по­лимерные или ме­тал­лические нити.

Резина в резинокордных деталях заполняет поры корда и об­волакивает его, создавая прочное соединение. Резина и корд име­ют различную жесткость. Так, модуль упругости резины нахо­дится в пределах 1...5 МПа, текстильного корда — (1...2)·10³ МПа, а металлического корда — 1·10⁵ МПа. Поэтому деформации, связанные с удлинением нитей корда, чрезвычайно затруднены. Деформация резиновых элементов с кордом происходит за счет деформации резины и изме­не­ния углов, под которыми распола­гаются нити кордов, без удлинения самих нитей.

Наиболее распространенная техническая ткань для изготовле­ния корда — бельтинг (хлопковая ткань) имеет толщину 1,9...2 мм, вес 1 м² 8,2...9,5 Н, степень заполнения 92,6...96,6%, площадь каждой опоры ткани в просвете около 0,185 мм². Прочность на разрыв хлопкового волокна равна 360...800 МПа.

Допустимую прочность на разрыв нитки корда обычно при­нимают равной около 0,3.„0,6 кН. Шаг нитей в ткани определя­ют по степени заполнения и их толщине. В среднем он равен 1,1...1,2 мм. В связи с этим деформации, связанные с удлинени­ем нитей корда, чрезвычайно затруднены.

Еще одним элементом, относящимся к основным, является опора пакера. Опо­ра нужна для восприятия веса НКТ при де­формации уплотняющих элемен­тов первых типов и восприятии осевых усилий при уплотнениях всех видов (осе­вых усилий, воз­никающих от давления жидкости и газа на пакер при его ра­бо­­те). Эти силы могут достигать десятков и сотен килоньютонов и действовать в различных направлениях.

Опора пакера может осуществляться с упором:

• на забой, через хвостовик;

• на переход диаметра обсадной колонны;

• на 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).

Наиболее часто применяется в пакерах шлипсовый захват. Шлипсовый зах­ват имеет конус 4 (см. рис. 1.3.1) и плашки 5 с насечкой, которые при осевом пе­ре­мещении надвигаются на конус и, расходясь по диаметру, прижимаются к обсадной ко­лонне. Врезаясь в обсадные трубы, пакер может воспринимать осе­вые усилия. Плашки перемещаются по пазам, выполнен­ным в конусе. Паз имеет форму типа «ласточкин хвост», не позволяющую плашкам отходить от конуса. Материал плашек — обычно сталь марки 20Х. Для повышения их твер­дости до 50...55 HRC плашки обычно цементируют и подвергают поверхност­ной закалке. Сопряжение пакера с обсадной колон­ной может происходить не по поверхности, а в нескольких точ­ках (в основном из-за разного диаметра сопря­гающихся по­верхностей плашки и трубы), поэтому плашки могут восприни­мать изгибающие нагрузки, не ломаясь (сталь 20Х, сердцеви­на некаленая).

Существует также конструкция шлипсового захвата с пружи­нами. Она сос­тоит из трех шлипс 9, прижатых пружинами к конусу 8 (рис. 1.3.1). При спуске па­кера или его подъеме шлипсы находятся у нижней части конуса и по диамет­ру свободно входят в обсадную колонну. В этом положении они удержива­ются штифтом 2, закрепленным на штоке пакера, соединенным с НКТ. Штифт вхо­дит в паз втулки 3, к которой подсоединены шлипсы. Таким образом, шлипсы не сближаются с конусом, зак­репленным также на штоке пакера. У места уста­нов­ки пакера НКТ и шток пакера поворачиваются так, чтобы можно было вывести штифт 2 из короткого паза втулки 3 и перевести его в прорезь втулки.

Втулка и шлипсы в этот момент удерживаются пружиной (фо­нарем) 4, тре­ние которой об обсадную колонну воспринимает вес всех этих деталей. После поворота труб и штока пакера и дальнейшего их спуска конус войдет в шлипсы, раздвинет их и прижмет к обсадной колонне. Насечка на шлипсах создает дос­таточное усилие закрепления их в обсадных трубах [9].

Для увеличения надежности закрепления пакера шлипсы иног­да имеют бурт, входящий во впадину у муфтового соединения обсадных труб. К сожале­нию, осевое расстояние в муфтовом соединении обсадных труб имеет большой допуск и при возник­новении перепада давлений может происходить перемеще­ние пакера, что может привести к износу уплотняющих элементов. Поэтому та­кие опоры можно рекомендовать в обсадных колон­нах с высокогерметичными трубами, имеющих жесткий допуск по впадине муфты.

Выше был описан механический способ закрепления пакера в обсадной ко­лон­не на заданной глубине, имеющий существен­ный недостаток — необхо­ди­мость поворота колонны НКТ. В связи с этим были разработаны другие спосо­бы фиксации и ос­вобождения шлипсов, в частности с использованием гидро­ме­ха­­нических устройств.

Пакер гидромеханический ПН-ЯГМ (рис. 1.3.3) предназна­чен для разобще­ния пространств эксплуатационных колонн не­фтяных и газовых глубоких вер­ти­каль­ных и наклонных сква­жин. Пакер состоит из уплотняющего, фикси­рую­ще­го, клапан­ного устройств и гидропривода. Для фиксации пакера на необ­хо­ди­мой глубине в насосно-компрессорные трубы сбрасывается шарик и в полос­ти НКТ создается избыточное давление. Жид­кость через отверстие а в стволе пакера попадает под поршень. При давлении 10 МПа поршень толкает плаш­ко­держатель, сре­зает винты, плашки надвигаются на конус и, упираясь в стен­ку эксплуатационной колонны, создают упор для сжатия уплотнительных ман­жет. Под действием массы труб плашки внедряются в стенку эксплуатацион­ной колонны, обес­печивая заякоривание и разобщения зон об­садной колонны. Проходное отверстие па­кера открывается при увеличении давле­ния до 21 МПа. При этом срезаются вин­ты, и седло с шариком 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.

Рис. 1.3.3. Пакер гидромеханический типа ПН-ЯГМ:

1 — муфта; 2 — упор; 3 — манжета; 4 — ствол паке­ра; 5 — обойма; 6— конус; 7— шпонка; 8— плаш­ка; 9 — плашкодержатель; 10 — винт; 11 — кожух; 12 — поршень; 13 — корпус клапана; 14 — шарик; 75 — седло клапана; 16 — срезной винт

 

Кроме двух основных элементов (уплотнителя и опоры) пакеры имеют ряд специ­альных приспособлений. Так, например, насосная эксплуатация может вызывать временное фонтанирование скважины, а также выделение газа при остановленном на­сосе и, следовательно, по требованиям тех­ники безопаснос­ти необходимо глушение скважины тяжелой жидкостью перед подъе­мом обо­ру­дования. В этом случае пакеры оборудуются клапанами-отсекателями. Па­кер с таким клапаном исключает необходимость глушить скважину тяже­лой жидкостью. При отборе жидкости насосом клапан пакера открыт спе­циаль­ным устройством.

При подъеме насоса клапан закрывается и нижняя часть обсадной колон­ны разобщается с верхней. Оборудование извле­кается из скважины без приме­не­ния глушения скважины, что экономит время и средства, а также обеспечи­вает быстрый вы­ход на режим скважины после проведения подземного ремон­та. Подробнее конструкции клапанов-отсекателей будут рассмотре­ны далее.

Иногда осевое усилие, действующее на пакер, имеет значи­тельную вели­чи­ну, и шлипсовый захват пакера не может надеж­но его воспринять. Тогда у па­ке­ра со стороны низкого давления устанавливают якорь, служащий допол­ни­тельной осевой опо­рой. Гидравлический якорь (рис. 1.3.4) 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 нажимает 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.

Рис. 1.3.4. Гидравлический якорь:

1 — пробка транспортировочная; 2 — головка; 3 — корпус; 4 — трубчатая резиновая диафрагма; 5— плашка; 6— винт; 7— шпонка; 8— патрубок; 9 — хвостовик; 10 — гайка транспортировочная

 

Кроме рассмотренных конструкций пакеров в Западной Си­бири приме­няют­ся, хотя и не так широко, и другие конструкции [11]. Рассмотрим некото­рые из них.

Пакеры взрывные (ВП), разработанные ВНИИПИвзрывгео-физикой, могут применяться при капитальном ремонте сква­жин.

Разработано несколько модификаций таких 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. Взрывной пакер типа ВП (рис. 1.3.5) содержит корпус 10, представляю­щий собой по­лый металлический стакан, закрытый пробкой 8 и удер­живае­мый накидной гайкой 7. В корпусе размещается на­веска пороха 77, которая вос­пла­меняется от эпектровоспламенителя 9, срабатываю­щего от импульса электри­ческого тока, подаваемого с поверхности по кабелю 7. Пакер спус­кает­ся в скважи­ну на кабельной головке 2, соединенной с неснаряженным кор­пусом 3 перфорато­ра ПК 85 или ПК 105, слу­жащим в этом случае как до­полнительный груз. Причем корпус перфоратора через переходник 5 и с помо­щью шариков 6 соединяется с накидной гайкой пакера. Для соединения электро­ввода пакера с централь­ной жилой кабеля служит изолированный электро­провод 4.

Рис. 1.3.5. Взрывной пакер типа ВП

 

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 давлением газов одновременно пробка пакера переме­щает­ся относительно накидной гайки вверх. При этом шарики западают в про­точ­ку 72 пробки, обеспечивая разъе­динение переходника 5 с пакером.

Детали, относящиеся непосредственно к пакеру, изготавли­ваются из легко раз­бу­риваемого материала (алюминиевого спла­ва) и при необходимости уда­ле­ния пакера их разбуривают. Диа­метр пакера рассчитывают таким образом, что­бы деформация корпуса под действием пороховых газов происходила без его раз­рушения. Деформация должна быть в пределах пластичности материала и дос­тигать внутренней стенки обсадной колонны, чтобы уплотнение между кор­пу­сом пакера и обсадной колонной и сцепление между ними были надежными.

Преимуществами взрывного пакера типа ВП являются про­стота конст­рук­ции, возможность установки его в скважине без спуска колонны НКТ. Однако имеют­ся и недостатки: ограни­ченная область применения — пакер может быть исполь­зован только тогда, когда по технологии проводимых на скважине ра­бот необ­ходим пакер-пробка; не всегда достигается или наруша­ется со временем гер­метичная установка пакера, 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 це­мент­ного моста канатным методом, что значительно уве­личивает эффек­тив­ность их использования [11].

Взрывной пакер типа ВП разработан шести типоразмеров с на­ружным диамет­ром от 88 до 135 мм на перепад давления до 60 МПа.

Взрывной пакер типа ВПМ в отличие от пакера типа ВП имеет надетую на кор­пус манжету. Благодаря этому повышена надеж­ность герметизации пакером обса­дной колонны.

Пакер типа ВПМ разработан также шести типоразмеров на перепад давления до 80 МПа.

Пакер типа ПВЦ (взрывной цементировочный) (рис. 1.3.6) состоит из ствола 24, на котором собраны уплотнительный эле­мент 23, верхний и нижний конусы 21, зафиксированные на стволе срезными штифтами 22, плашки 20, упор 19 со стопор­ными кольцами 18. Нижний конец пакера заканчивается клапан­ной клеткой 26, одно­временно служащей и нижним упором для нижней плашки. Ниж­ний конец ствола слу­жит седлом для шаро­вого клапана 27.

 

Рис. 1.3.6. Пакер взрывной цементировочный типа ПВЦ

 

Камера взрыва при­соединена к пакеру шпилькой 17, которой он комп­лек­тует­ся в двух вариантах: в виде поло­го цилиндра, когда не­обходимо сохранить цент­раль­ный канал па­кера, и в виде глухого цилиндра, когда необ­ходимо этот канал заг­лу­шить. Камера состо­ит из корпуса 11, гиль­зы 10, наконечника 16, пробки 5, пере­хо­дни­ка 4, заряда 7 с пиро­патроном 6. Электро­ввод в пробке загерме­тизирован как с на­ружной, так и с внут­ренней стороны спе­циальными сальнико­выми устройст­вами.

Камеру 14 между корпусом и гильзой заполняют жидким мас­лом, которое, пе­ре­текая через отверстия 15 и 13 в камеру 12, 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, большем, чем усилие, необхо­димое для посадки па­ке­ра, происходят разрушение шпильки 17 и отсоединение пакера от взрывной ка­ме­ры. К этому моменту гильза своим упором достигает наконечника, и жид­кость из ка­меры 14 полностью выдавливается в камеру 12, а герметичная газо­вая камера 8 вскрывается, и газы выбрасываются в скважи­ну (верхний конец гиль­зы вскрывает отверстие 9). Камера на кабеле 1 поднимается на поверхность и может быть использова­на повторно. Пакер изготовлен из легко разбу­ри­вае­мых матери­алов. Недостатком этого пакера по сравнению с пакерами типа ПР являет­ся необходимость спуска колонны НКТ для выполне­ния техно­логи­чес­ких операций, связанных с закачкой тампони­рующего материала в подпа­кер­ную зону. Для этого нижний ко­нец колонны труб оборудуется специальной муф­той, которая, входя в верхний конец гильзы 10, обеспечивает герметичное со­е­ди­нение пакера с колонной труб. Герметичность соединения проверяется про­давливанием резинового шарика 25 через суже­ние канала ствола в нижней его части. Пакер разработан трех типоразмеров (диаметром 110; 118; 135 мм) на пе­репад давления до 30 МПа.

Как уже указывалось выше, скважины перед проведением подземного ре­мон­та необходимо глушить.

Давление, создаваемое столбом жидкости глушения, должно превышать плас­товое давление. При этом используемая для глу­шения скважин жидкость не должна:

· проникать в продуктивный пласт;

· содержать механические примеси, которые могут засорить призабойную зо­ну пласта и подземное оборудование;

· вступать в химическую реакцию с породой пласта, так как это может при­вес­ти к образованию твердого осадка;

· вызывать коррозию колонн труб, подземного и наземного оборудования;

· быть огнеопасной, ядовитой, дефицитной и дорогостоя­щей;

· замерзать зимой.

Из-за отсутствия жидкостей, полностью отвечающих указан­ным требо­ва­ниям, глушение скважин отрицательно сказывается как на работе продук­тив­но­го пласта, так и на работе всего обо­рудования и требует повышенных затрат со стороны нефтедо­бывающих предприятий.

Так, глушение скважин растворами на водной основе часто вызывает 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, проведенных на раз­лич­ных месторождениях Запад­но-Сибирского региона на скважинах, для глушения ко­торых использовали воду, средний срок восстановления начального дебита сос­тавляет от 15 до 100 сут. При этом электроприводная насосная установка ра­бо­тает в условиях плохого охлаждения, что снижает ее надежность.

Именно поэтому в ряде случаев применение пакеров с клапанами-отсе­ка­те­ля­ми становится не только экономически целесо­образным, но и необходимым.

Пакеры с клапанами-отсекателями можно разделить по спо­собу установки кла­пана на пакере, по виду уплотняемого эле­мента и системе управления (открытия и закрытия) клапана.

По способу установки клапаны разделяются на съемные и стационарные. 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 под­разделяются 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, предс­тав­ляю­щего собой шар со сквозным отверстием, системы поворота запорного эле­мен­та и седла.

Поршневые клапаны могут перекрывать поток за счет закры­тия боковых окон в цилиндре или же садиться на седло анало­гично тарельчатым или ша­ро­вым.

В настоящее время наиболее приспособленными к ослож­ненным условиям 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 перепада давления в под- и надпакерной зонах. После­дняя система подразделяется на системы, сра­ба­тывающие от давления, возникающего в процессе эксплуатации и создавае­мо­го устьевым оборудованием. Рассмотрим подробнее схемы уп­равления:

а) схема управления клапаном-отсекателем с помощью меха­нического тол­ка­теля позволяет надежно фиксировать момент от­крытия и закрытия клапана. В схе­ме имеется хвостовик, присо­единяемый к скважинному 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 перекрытия 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 па­кера на новой глубине, что связано с обязательным глушением скважины. Кла­пан-отсекатель с рассматриваемой системой уп­равления не перекрывает сква­жину в аварийных ситуациях, на­пример при обрыве колонны 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 жидкости в сква­жи­не, позволяет автоматически управ­лять клапаном-отсекателем как в ава­рий­ных ситуациях, так и при повседневной эксплуатации. Кро­ме того, в этой схе­ме пакер-отсекатель и насосная установка 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 дорогостоящего 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 положения в другое необ­ходимо наличие на­сосного агрегата, что усложняет ее эксплуатацию. Как и в первой схеме, отсекающий клапан не срабатывает при аварийных си­туациях.

Необходимо отметить, что ус­тановка пакеров с клапанами-отсекателями имеет следующие су­щественные недостатки:

· невозможен или крайне затруднен спуск на забой приборов;

· при использовании в скважинах с высоким содержанием механических при­месей возможно попадание осевших частиц на прием насоса и в ме­ха­низм пакера, что затруднит его демонтаж;

· создает на внутренних стенках обсадной трубы механичес­кие пов­реж­де­ния от удерживающих элементов пакеров;

· в случае попадания посторонних предметов, как правило, про­исходит зак­линивание клапана-отсекателя или пакера при их подъеме;

· в скважинах с осложнениями в виде отложения солей, смол и высокого со­дер­жания механических примесей, когда необхо­димо проводить пе­рио­дическую чистку забоя и призабойной зоны скважины циркуляцией или желонками в настоящее время не­обходимо производить извлечение пакера.

Практика показала, что наиболее надежными на сегодняш­нее время являют­ся пакеры с клапанами-отсекателями фирмы R&B INDUSTRIAL SPLY COMPANY. Они спускаются в сква­жину вместе с пакером или на канате (рис. 1.3.7). Обычно кла­пан спускают в открытом состоянии (см. рис. 1.3.7, а), что по­з­воляет более легкий переток жидкости в процессе спуска. Пос­ле посадки па­ке­ра путем подачи давления (не более 5 МПа) кла­пан закрывается (см. рис. 1.3.7, б).

Наличие в клапане цанги позволяет получать надежное пере­крытие ствола скважины.

 

Рис. 1.3.7. Клапан-отсекатель фирмы R&B INDUSTRIAL SPLY COMPANY

 

Для обеспечения износостойкости конструкции клапан и седло изготовле­ны с применением карбида вольфрама, а цанговый элемент выполнен из пру­жин­ной стали.