Анализ существующих пакеров

метки: Эксплуатация, Пакер, Скважинный, Диаметр, Давление, Шайба, Уплотнительный, Скважина

Пакеры применяют для разобщения пластов, изоляции обсадных колонн от воздействия скважинной среды в процессе эксплуатации нефтяных, газовых, газоконденсатных скважин, а также для проведения ремонтно-профилактических работ и ликвидации поглощений.

Пакеры используют для проведения технологических операций по гидроразрыву, кислотной и термической обработкам продуктивного пласта, для выполнения изоляционных работ, гидропескоструйной перфорации, установки проволочных фильтров и клапанов-отсекателей, очистки забоев скважин, газлифтной эксплуатации и т.д. Пакеры спускают в скважину на колонне НКТ. Проходное отверстие пакера должно позволять беспрепятственно спускать инструмент и оборудование для проведения необходимых операций освоения и эксплуатации скважин, для ликвидаций осложнений или выполнения необходимых технологических операций.

Пакер должен выдерживать максимально необходимый перепад давления, действующий на него в экстремальных условиях (рабочее давление).

Различают пакеры следующих типов:

• ПВ — пакер, воспринимающий усилия от перепада давления, направленного вверх;
• ПН — направленного вниз;
• ПД — направленного как вниз, так и вверх.

Герметичное разобщение пространства эксплуатационной или промежуточной обсадной колонны обеспечивается подбором диаметра пакера в соответствии с внутренним диаметром труб, создающим оптимальный зазор между пакером и стенкой колонны труб.

Для восприятия усилия от перепада давления, действующего на пакер в одном или двух направлениях, пакер должен иметь соответствующее заякоривающее устройство (якорь), наличие которого в шифре пакера обозначается буквой «Я».

По способу посадки пакеры подразделяют на гидравлические Г, механические М и гидромеханические ГМ.

В зависимости от среды, в которой применяются пакеры, предусматриваются следующие исполнения:

• К1 — углекислотостойкое;

К2 и К3 — сероводородостойкое (содержание H ₂ S и CO₂ соответственно до 6 и до 25 % по объему каждого);

• Т — термостойкое.

пакер скважина неисправность стоимость

1. Анализ существующих пакеров

1.1 Устройство пакеров

Структурная схема пакера включает следующие элементы: уплотняющие элементы, опору пакера, систему управления пакером, технологические устройства.

Уплотняющие элементы расширяются и прижимаются к обсадной колонне при воздействии осевой нагрузки (веса НКТ или усилия от поршня гидросистемы).

Оборудование для эксплуатации скважин фонтанным и газлифтным способами

... эксплуатации скважин этим способом является обеспечение возможности длительного фонтанирования скважины, что связано с рациональным использованием энергии пласта путем обеспечения высокого к. п. д. работы фонтанного подъемника. Оборудование фонтанной скважины ... исследований скважины. ... элементов фонтанной ... скважине устанавливают пакер. Несмотря на относительную простоту оборудования скважин для фонтанной ...

Для уплотняющих элементов применяется синтетическая резина марок 4326, 4327, 3825 для пакеров с небольшой деформацией уплотняющего элемента (самоуплотняющиеся) и марок 4004, 3826-С для элементов с большой деформацией.

Все уплотняющие элементы имеют корд, для упрочнения резинового элемента, который изготавливается из хлопчатобумажной ткани, полимерной или металлической нити.

Резина в резинокордных деталях заполняет поры корда и обволакивает его. Резина и корд имеют различную жесткость. Так модуль упругости резины находиться в пределах 1 — 5 МПа, а текстильного корда — (1 — 2)·10 ³ МПа, а металлического корда — 1·10⁵ МПа. Поэтому деформации, связанные с удлиннением 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.

Опоры пакера воспринимают осевые усилия, действующие на него, при расширении уплотнительных элементов осевой силой и при создании перепада давления у пакера.

Опора выполняется чаще всего в виде шлипсового (плашкового) захвата. Шлипсовый захват имеет конус и плашки с насечкой, которые при осевом перемещении надвигаются на конус и, расходясь по диаметру, прижимаются к обсадной колонне. Врезаясь в трубы, пакер может воспринимать осевые усилия. Плашки перемещаются по конусу в пазу. Паз имеет форму, 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 закалке. Сопряжение пакера с обсадной колонной может происходить в нескольких точках (в основном из-за погрешностей диаметра сопрягающихся поверхностей плашки и трубы), а плашки могут воспринимать незначительные изгибающие нагрузки, не ломаясь.

1.2 Пакера отечественного производства

Таблица 1.1 — Основные параметры пакеров, выпускаемых отечественными производителями

Условный диаметр обсадной трубы, мм	Внутренний диаметр обсадной трубы (мм) по по ГОСТ 632 — 80, при перепаде давления, МПа	Наружный диаметр пакера, мм
	14	21	35	50	70
114	93,9	88
	97,1; 99,5	90
	102,9; 103,9	101,5	—	94
127	105,6	100
	108,6; 112,0	103
	115,8	114,2	—	107
140	121,3	118,7	112
	121,3	114
	127,3	125,7	124,3	118
146	127,1	124,7	118
	132,1; 133,1	130,7	129,1	122
168	144,1	136
	150,5	147,1	140
	153,7	150,5	145
178	148	140
	152,4; 154,8	150,4	145
	159,4	157,0	150
	164; 166	161,6	—	—	155
194	163,5	155
	168,3	160
	174,7	171,9	165
	178,5	177,1	—	170
219	190,7	180
	196,3	193,7	185
	201,3	198,7	—	190
	203,7	—	—	—	195
	205,7	—	—	—	195
245	212,7; 216,9	205
	220,5; 222,3	—	210
	224,5	—	—	—	215
	226,7	—	—	—	215
	228,7	—	—	—	220
273	240,1; 242,9	230
	245,5; 247,9	—	235
	252,7	250,3	—	240
	258,9	255,3	—	—	—	245

Эта таблица позволяет, имея условный диаметр обсадной трубы и перепад давления в скважине, подобрать необходимый наружный диаметр пакера.

1.2.1 Пакеры гидромеханические, гидравлические и механические

1) Пакер заколонный проходной гидромеханический двухманжетный типа ПГМД.

Основная область применения пакера — повышение качества разобщения двух пластов, разделенных тонкими (не более 2 — 3 м) глинистыми прослоями.

Пакер типа ПГМД отличает высокая технологичность в эксплуатации, надежное формирование высокопрочной самоуплотняющейся манжетно-цементной перемычки, свободное регулирование длины перемычки (минимальная длина — 500 мм), сохранение герметизирующих свойств перемычки при ее частичном размещении в интервале перфорации.

Таблица 1.2 — Основные технические характеристики пакера типа ПГМД

Тип пакера	Диаметр обсадной колонны, оборудованной пакером, мм, max	Наружный диаметр , мм	Диаметр центратора , мм	Диаметр , мм	Максимальный диаметр скважины в зоне установки пакера, мм
ПГДМ-140	140	184	210	124	220
ПГДМ-146	146	184	210	124	220
ПГМД-146-1	146	184	210	130	220
ПГДМ-168	168	200	210	124	240

2) Пакер гидравлический проходной с малогабаритным клапанным узлом типа ПГПМ1.

Заколонный проходной гидравлический пакер предназначен для повышения качества изоляции продуктивных пластов при креплении скважин с целью предотвращения межпластовых перетоков и затрубных проявлений пластовых флюидов в период освоения и эксплуатации скважин.

Пакер спускается в скважину в составе эксплуатационной колонны диаметром 146 и 168 мм и устанавливается в заданном интервале. В полость уплотнительного элемента пакера в заводских условиях закачивается отверждаемый гидрофобный полимерный состав, полимеризация которого происходит только в присутствии продавочной жидкости, попадающей в пакер из внутреннего колонного пространства при его срабатывании. Таким образом существенно повышается долговечность и надежность работы пакера.

Таблица 1.3 — Технические характеристики пакеров типа ПГПМ1

Показатели	ПГПМ1-146-1 ПГПМ1-146-2	ПГПМ1-168-1 ПГПМ1-168-2
Наружный диаметр обсадной колонны, мм	146	168
Максимальный перепад давления между разобщёнными зонами при номинальном коэффициенте пакеровки (1,27), МПа: в пакере, заполненном ОГПС в пакере без заполнения ОГПС	25 15,0*/17,5	25 15,0*/17,5
Диаметр проходного канала пакера, мм	124-127	144
Давление избыточное внутри уплотнительного элемента при пакеровке скважины, МПа	2-15	2-15
Максимальный коэффициент пакеровки	1,45	1,45
Максимальная рабочая температура, °С	100*/150	100*/150
Максимальное избыточное давление на корпусе пакера, МПа: внутреннее наружное	35 30	35 30
Максимальная растягивающая нагрузка на корпус пакера, тс	85	95
Длина в рабочем положении, мм	5080*/3260	3500
Масса, кг	230	275
* В числителе приведены показатели, относящиеся к пакерам ПГПМ1-146-1 и ПГПМ1-168-1

3) Пакеры для защиты эксплуатационных колонн в нагнетательных скважинах.

Пакер типа ПЗКН предназначен для защиты эксплуатационных колонн диаметром от 114,3 до 168,3 мм от динамического давления при закачке воды в нагнетательную скважину. Пакер состоит из корпуса с набором резиновых уплотнений, якорного узла, верхнего и нижнего присоединительных переводников и ряда других комплектующих деталей.

Таблица 1.4 — Технические характеристики пакеров типа ПЗКН

Показатели	ПЗКН-114	ПЗКН-127	ПЗКН-146	ПЗКН-168
Условный диаметр обсадной колонны, мм	114	127	140 и 146	168
Наружный диаметр пакера, мм	94(90)	103(107)	122(118)	144(140)
Длина пакера, мм	1340±8	1390±8	1500±8	1540±8
Масса пакера, кг	28±3	35±3	53±5	72±5
Максимальный перепад давления на уплотнительные элементы пакера, МПа	35	35	35	35
Максимальная рабочая температура, °С	120	120	120	120
Примечание: 1. В скобках указан наружный диаметр, имеющий комплект сменных частей ПЗКН.080. 2. Погрешность измерения величины давления ±2,5% по ГОСТ 14169-79.

Пакеры гидравлические типа ПНС и ПНСМ предназначены для разобщения подпакерной зоны и межтрубного кольцевого пространства нагнетательной скважины с целью предотвращения воздействия высокого давления на эксплуатационную колонну. Пакеры также применяются для проведения различных обработок призабойной зоны и выполнения ряда технологических операций при строительстве и ремонте нефтяных и газовых скважин. Конструкция пакера рассчитана на многократное применение в эксплуатационных колоннах диаметром 146, 168 и 140 мм при перепаде давления до 35 МПа и температуре до 100 ⁰ С.

Посадка пакера осуществляется с помощью гидравлики. Глубина посадки пакера в скважине не ограничивается. Съем осуществляется перемещением вверх тяговым усилием 7 т. Для аварийного отсоединения колонны НКТ от пакера предусмотрен переводник с левой резьбой.

4) Пакер типа ППДС предназначен для поддержания пластового давления в нагнетательных скважинах, а также для защиты эксплуатационных колонн от динамических нагрузок в нагнетательных и эксплуатационных скважинах при закачке жидкостей и газожидкостных смесей и гидравлических разрывах пластов.

Пакер типа ППДС разработан и выпускается для эксплуатационных колонн диаметром 140, 146 и 168 мм.

Основные технические характеристики этих пакеров приведены в таблице 1.5.

Таблица 1.5 — Технические характеристики пакеров типа ППДС

Показатель	ППДС-146	ППДС-168
Диаметр эксплуатационной колонны, мм	140, 146	168
Наружный диаметр пакера (по уплотнительным манжетам), мм	122(118)	144(140)
Наружный диаметр пакера (по корпусу), мм	116	136
Длина пакера, мм	1500	1540
Масса пакера, кг	55	75
Максимальный перепад давления на уплотнительные элементы пакера, МПа	50	50
Максимальная рабочая температура, °С	100	100

5) Гидравлическое пакерующее устройство типа ГПУ.

Предназначено для выполнения ряда технологических операций по ремонту скважин, в том числе:

• закачке тампонажных материалов в приствольную зону через специальные отверстия в эксплуатационной колонне для ликвидации заколонных перетоков;
• поинтервальных обработок призабойной зоны и кислотных гидравлических разрывов пластов;
• опрессовке эксплуатационных колонн при поиске мест нарушения и

восстановление их герметичности методом закачки тампонажных материалов в интервал с дефектом.

Устройство пакерующее типа ГПУ состоит из верхнего и нижнего пакерующих узлов, между которыми расположен клапан. Снизу устройства устанавливается седло с шаром или заглушка.

Таблица 1.6 — Технические характеристики пакерующего устройства типа ГПУ

Показатели	ГПУ-146	ГПУ-168
Диаметр эксплуатационной колонны, мм	140, 146	168
Наружный диаметр устройства, мм	188, 122	140, 146
Длина, мм	2500	2500
Максимальный перепад давления на уплотнительных узлах устройства, МПа	50	50
Температура рабочая, °С	120	120

6) Пакер типа ПРС применяют в случае негерметичности обсадной колонны. С их помощью возможно проведение следующих операций:

• поиск интервалов нарушения герметичности в обсадных колоннах методом поинтервальной опрессовки колонны давлением между уплотнительными узлами пакера и в интервале от устья до верхнего уплотнительного узла;
• определение качества ремонта после ремонтно-восстановительных работ в негерметичных обсадных колоннах методом одноразовой опрессовки колонн локально в интервале произвольного размера по всей длине обсадной колонны или какой-то ее части.

Пакер состоит из трех основных частей: верхнего и нижнего уплотнительных узлов и клапанного узла. Верхний и нижний уплотнительные узлы представляют собой ствол, на котором установлены подвижные втулки, подпружиненные пружиной. Пакер спускают в скважину на насосно-компрессорных трубах.

После опрессовки данных интервалов обсадной колонны сбрасывают давление в пакере (в насосно-компрессорных трубах) и, убедившись в том, что уплотнительные элементы пакера распакеровались в исходное положение (по падению давления в межтрубном пространстве), перемещают пакер вверх или вниз для опрессовки следующего интервала обсадной колонны.

Таблица 1.7 — Технические характеристики пакера типа ПРС

Показатель	ПРС-140	ПРС-146	ПРС-168
Условный диаметр обсадной колонны, мм	140	146	168
Наружный диаметр пакера, мм	102	112	132
Диаметр проходного канала пакера, мм	40	50	50
Максимальное давление, МПа: — при поинтервальной опрессовке обсадной колонны — при установке металлической обечайки-пластыря в обсадной колонне	20 30	20 30	20 30
Максимальное давление пакеровки, МПа	2	2	2
Максимальный расход жидкости через пакер, л/с	50	50	50
Максимальная рабочая температура, °С	150	150	150
Скважинная среда	Нефть, газ, газоконденсат и пластовая вода
Длина пакера, мм в транспортном положении в сборе	1950 4500	1950 4500	1950 4500
Длина расширяющейся части уплотнительного элемента, мм	500	500	500
Масса, кг	140	155	180

7) Пакер 2ПД-ЯГ-Д-35

Пакер предназначен для герметичного разобщения межтрубного пространства между эксплуатационной колонной и насосно-компрессорными трубами.

Климатическое исполнение — ХЛ1 по ГОСТ 15150 — 69. Климатический район эксплуатации — I ₂ по ГОСТ 16350.

Особенностями конструкции являются: специальная термообработка плашек, обеспечивающая их износостойкость, легкость съема.

Рисунок 1.1 — Пакер 2ПД-ЯГ-Д-35 1 — муфта; 2 — якорное устройство верхнее; 3 — устройство уплотнительное (комплект манжет); 4 — якорное устройство нижнее; 5 — ствол; 6 — клапан срезной.

1.2.2 Пакеры для испытания колонн

1) Пакеры типов ПД-Г-О-122-20 и ПД-Г-О-140-20 предназначены для

защиты эксплуатационных колонн диаметром 146 и 168 мм:

• при поиске места негерметичности и его ликвидации;
• при проведении технологических операций поинтервального воздействия на призабойную зону пласта различными химическими реагентами;
• при поинтервальной закачке жидкости (вода, растворы полимеров и др.) в нагнетательных скважинах с целью поддержания пластового давления.

Рабочее давление пакеров — 20 МПа.

2) Пакер термостойкий типа ПД-ГМШ-Т-140-30 предназначен для разобщения и защиты ствола скважины, обсаженной трубами диаметром 168 мм, от воздействия теплоносителя, закачиваемого в пласт при использовании тепловых методов интенсификации добычи нефти, в том числе в нагнетательных скважинах:

• теплового воздействия на пласт;
• импульсного дозированного теплового воздействия на пласт;
• теплополимерного воздействия на пласт;
• в добывающих скважинах — теплового циклического воздействия на призабойную зону продуктивного пласта.

Таблица 1.8 — Основные параметры пакера

Показатели	ПД-Г-О-122-20 ПД-Г-О-140-20	ПД-ГМШ-Т-140-30
Диаметр эксплуатационной колонны, мм	146, 168	168
Наружный диаметр устройства, мм	122, 140	140
Длина, мм	2500	3000
Максимальный перепад давления на уплотнительных узлах устройства, МПа	20	30
Температура рабочая, °С	120	260

1.2.3 Пакерно-якорное оборудование для гидроразрывов пластов

Пакеры повышенной надежности с упором на забой типов ПРО, ПРВ, ПРО-Ш и ПРО-Ш-К.

Эти пакеры предназначены для освоения и эксплуатации нефтяных и газовых добывающих и нагнетательных скважин, а также для проведения различных технологических операций.

Отличительные особенности данных пакеров:

• не имеют нижнего заякоривающего устройства и ими можно работать с упором на забой;
• пакеры типов ПРО-Ш и ПРО-Ш-К, в отличие от пакеров типа ПРО и ПРВ, снабжены шпонкой и обеспечивают передачу крутящего момента на колонну труб (или оборудования), установленного под пакером;
• в пакерах типов ПРО, ПРО-Ш и ПРО-Ш-К уплотнительные элементы выдерживают перепад давления двухстороннего действия до 100 МПа при температуре до 100 ⁰ С (по отдельному заказу изготавливаются на рабочую температуру до 150 ⁰ С);

• в пакерах типа ПРВ уплотнительный элемент выдерживает перепад давления, направленный снизу вверх — до 100 МПа, а направленный сверху вниз — до 21 МПа;

— пакеры типа ПРО-Ш-К снабжены съемным клапаном, который в процессе пакеровки скважины изолирует подпакерную зону от надпакерной, а при распакеровке, а также при промывки скважины или спуско-подъемных операциях обеспечивает сообщение подпакерной зоны с надпакерной.

Пакеры типа ПРО обладают следующими преимуществами:

• независимо от изгиба колонны труб над и под пакером обеспечивается высокая надежность изоляции пласта при длительной эксплуатации и больших перепадах давления;
• отсутствие затекания резинового элемента позволяет увеличить рабо-

ту на отказ в 10-20 раз, по сравнению с серийными пакерами.

1.3 Пакера зарубежного производства

1.3.1 Пакера фирмы «Эрроу»

1) Сдвоенные натяжные пакеры S-1 и S 2H моделей 437 и 441. Сдвоенные натяжные пакеры S-1 могут использоваться в качестве верхних пакеров в сочетании со срезными пакерами SL. С помощью сдвоенных пакеров можно изолировать водопритоки через обсадные колонны и перфорационные отверстия как при однопластовом, так и при многопластовом заканчивании. Пакер S 2H отличается от пакера S-1 лишь наличием дополнительного зажима.

2) Извлекаемые пакеры моделей 670, 671, 672 типа «Эрроу-дрилл» для герметизации ствола скважины.

Пакер является универсальным. Он может быть спущен на электрическом кабеле или установлен гидравлическим способом. Пакер способен противостоять высоким давлениям снизу и сверху, он допускает возможность смены НКТ для обеспечения полной пакеровки.

1.3.2 Пакера фирмы «Дрессер»

1) Уни-Пакер V — высоконадежный пакер для испытания и обработки продуктивных пластов. Устанавливается под действием сжимающей нагрузки, перекрывает трубы перекрывает трубы при действии давления сверху и снизу, используется в скважинах глубиной 2000 — 18000 футов (609.6 — 5486.4м) для различных операций, например кислотной обработки, гидроразрыва пластов, исследований, а также в добыче и при закачке жидкости в пласт. Возможна левосторонняя посадка пакера.

2) Уни-Пакер VI — самый совершенный из всех извлекаемых пакеров. Используется во всех процессах добычи: при кислотной обработке и гидравлическом разрыве пласта, исследовании скважин, в насосных и фонтанных скважинах различной глубины. Устанавливается под действием растягивающей или сжимающей нагрузки. При этом насосно-компрессорные трубы могут оставаться под напряжением или полностью отсоединяться от пакеров. Уни-Пакер VI используется при давлении 6000 и 100000 psi на глубинах до 18000 футов (5486.4м).

Возможна установка пакера с помощью каната.

1.3.3 Пакера фирмы «Lynes»

1) Наружный трубный пакер (НТП) Lynes. Он предохраняет от засорения, обеспечивая чистоту первичного цемента, и за счет этого значительно уменьшает время и расходы при ремонтных работах по цементированию скважин. НТП препятствует миграции флюида и газа и предотвращает образование каналов при затвердевании цемента, также исключает потерю циркуляции за счет цементирования трубы. НТП допускают избирательную интенсификацию добычи нефти и эксплуатацию горизонтальных скважин.

2) Эксплуатационный/нагнетательный пакер «Lynes-PIP» является инструментом, частично предназначенным для ремонтных работ и работ по интенсификации добычи нефти, операций в открытой скважине или обсадной колонне. Часто PIP является единственным инструментом, который может спускаться и уплотнять помятые или утратившие цилиндричность обсадные трубы; там, где механические пакеры могут разрушить ослабленные обсадные трубы, PIP выдерживает высокий перепад давления без клиньев, передачи массы труб, натяжения или дополнительных вспомогательных средств.

3) Возвращаемый эксплуатационный/нагнетательный пакер. Может переставляться любое число раз без подъема пакера.

4) Цементировочные пакеры с обратным клапаном, спускаемые через

НКТ. Эти пакеры позволяют производить постоянную изоляцию и цементирование нижних глубокозалегающих продуктивных зон, не извлекая пакера и труб.

Извлекаемый скважинный клапан дает возможность сбрасывать раствор через верхнюю часть инструмента, благодаря чему в пласт не закачивается нежелательная жидкость.

1.4 Патентная проработка

1.4.1 Патент№829869 — Способ разобщения межтрубного пространства скважины

Изобретение относится к нефтяной промышленности и позволяет повысить надежность разобщения межтрубного пространства скважины.

Рисунок 1.1 — Пакер термостойкий

Цель изобретения — повышение надежности разобщения межтрубного пространства скважины.

Термостойкий пакер состоит из ствола 1, охватываемого кожухом 2, образующего со стволом 1 в верхней части подвижное соединение. Между кожухом 2 и стволом 1 образован кольцевой зазор 3, гидравлически связанный радиальным каналом 4 в стволе 1 пакера с его осевым каналом 5. На нижнем конце кожуха 2 установлен корпус гидроцилиндра 6, в котором установлен поршень 7 с конусом 8. В стенке корпуса гидроцилиндра 6 выполнены окна 9, в которых установлены шлипсы 10 якоря, охватывающие конус 8. Кольцевые зазоры между корпусом гидроцилиндра 6, стволом 1 и поршнем 7 перекрыты уплотнениями 11 и 12. На верхнем конце кожуха 2 выполнена резьба 13, на которую навинчена муфта 14. На муфте 14 закреплена шлицевая гайка 15, образующая подвижное шлицевое соединение с ответными шлицами 16 на стволе 1. Ниже места расположения шлицев 16 ствол 1 содержит торцовый клапан 17. В месте подвижного сопряжения со стволом 1 кожух 2 содержит посадочное место 18 для торцового клапана 17. На наружной поверхности кожуха 2 между муфтой 14 и корпусом гидроцилиндра 6 установлен уплотнительный узел пакера в виде набора колец. Уплотнительный узел пакера состоит из антиэкструзионных шайб 19, верхних термостойких уплотнительных колец 20 промежуточного опорного уплотнительного кольца 21 с низкой температурой плавления и нижних термостойких уплотнительных колец 22. Верхние 20 и нижние 22 уплотнительные кольца выполнены коническими и установлены по направлению к промежуточному кольцу 21. На внутренней поверхности кожуха 2 внутри кольцевого зазора установлена кольцевая емкость 23, заглушенная снизу и открытая сверху, заполненная термопластичным материалом 24. В месте установки промежуточного кольца 21 в кожухе 2 выполнены радиальные каналы 25, соединяющие в месте установки внутреннюю полость кольцевой емкости 23 с наружной поверхностью кожуха 2 и уплотнительного кольца 21. На нижнем конце ствола 1 пакера установлена стопорная втулка 26 и посадочное седло-дроссель 27 для перекрытия осевого канала 5 ствола 1 клапаном 28.

Термостойкий пакер работает следующим образом.

На колонне насосно-компрессорных труб пакер опускается на определенную глубину в скважину. Перекрывают осевой канал 5 ствола 1 пакера путем подачи с поверхности клапана 28 с посадкой на седло-дроссель 27. Подают в осевой канал 5 под давлением рабочую жидкость, которая через радиальное отверстие 4 поступает в гидроцилиндр 6. Поршень 7 перемещается в гидроцилиндре 6 вниз и конусом 8 выводит из окон 9 шлипсы 10 до упора их в стенку обсадной колонны, что приводит к закреплению пакера. Прекращают подачу давления. Вращением колонны насосно-компрессорных труб осуществляют перекрытие межтрубного пространства уплотнительным элементом пакера.

При этом шлипсы 16 на стволе 1 взаимодействуют с ответными шлицами шлицевой гайки 15, которая жестко связана с муфтой 14, Муфта 14 навинчивается на резьбу кожуха 2, перемещается вниз и сжимает верхние 20 и нижние 22 уплотнительные кольца уплотнительного элемента пакера до контакта с обсадной колонной. Перемещают вниз ствол 1 до посадки клапана 17 на посадочное место 18 в кожухе 2. Освобождают осевой канал ствола 1 пакера от клапана 28 известными способами. Пакер подготовлен для подачи теплоносителя в пласт.

Во время закачки теплоносителя в полость скважины в пакере происходят следующие явления, способствующие повышению качества герметизации.

Происходит прогрев ствола 1 пакера и элементов конструкции. При достижении определенной температуры происходит расплавление термопластичного материала 24 в кольцевой емкости 23. В пластическое состояние переходит также и промежуточное уплотнительное кольцо 21 уплотнительного элемента пакера. Под действием давления теплоносителя, сообщаемого в кольцевой зазор 3 через радиальный канал 4 в стволе 1 пакера, расплав термопластичного материала из кольцевой емкости 23 поступает через радиальный канал 25 в кожухе 2 в уплотнительный элемент пакера, поддерживая тем самым в нем избыточное давление, превосходящее давление теплоносителя под пакером. Избыточное давление в уплотнительном элементе, превышающее подпакерное, поддерживается постоянно в течение всего периода закачки теплоносителя за счет существования местного гидравлического сопротивления, а именно сужения осевого канала 5 седлом-дросселем 27 ствола 1 пакера. В процессе прогрева пласта и обсадной колонны происходит изменение осевых и радиальных размеров обсадной колонны в сторону их увеличения, что приводит к снижению внутренних напряжений в уплотнительном элементе пакера. В этот момент происходит подача под давлением в уплотнитель расплавленного термопластичного материала из кольцевой емкости 23 необходимого объема, что восстанавливает напряжение в уплотнителе. Нижние уплотнительные кольца 22 из термостойкого материала при этом работают под небольшим перепадом давления, направленным и действующим на них изнутри, что способствует дополнительному их поджиму к стенке обсадной колонны. Верхние уплотнительные кольца 20 уплотнительного элемента пакера находятся под полным перепадом давления со стороны расплавленного термопластичного материала, который во много раз превосходит по вязкости уплотняемую рабочую среду — пар. При утечке части расплавленного термопластичного материала через кольцевой зазор между уплотнительным элементом пакера и обсадной колонной в межтрубное пространство над пакером, происходит его постоянная компенсация путем подачи под давлением рабочей среды — пара термопластичного Материала из кольцевой емкости 23. Объем кольцевой емкости 23 задается конструктивно из условия обеспечения длительной эксплуатации пакера.

Наличие расплава термопластичного материала между верхними 20 и нижними 22 уплотнительными кольцами и постоянная компенсация под давлением его объема обеспечивает постоянный контакт уплотнительного элемента с поверхностью обсадной колонны.

При прекращении подачи теплоносителя происходит остывание конструкции пакера и обсадной колонны. В этом случае происходит термическое изменение размеров в сторону их уменьшения.

Расплавленный термопластичный материал находится в процессе остывания в постоянном контакте со стенкой обсадной колонны, что обеспечивает герметичность пакера и в состоянии охлаждения скважины.

При повторной подаче теплоносителя вновь происходит разогрев пакера, расплавление термопластичного материала 24 и подача его под давлением в полость между верхними 20 и нижними 22 уплотнительными кольцами с обеспечением контакта с обсадной колонной.

Съем пакера с места установки осуществляется простым натяжением колонны насосно-компрессорных труб. При этом стопорная втулка 26 входит во взаимодействие с поршнем 7 и перемещает его вверх внутрь гидроцилиндра 6. Поршень 7 упирается в днище гидроцилиндра 6 и перемещает его вместе с кожухом 2 и уплотнителем пакера, тем самым происходит съем пакера с места установки.

Пакер извлекается из скважины. Заменяют элементы уплотнительного узла. Кольцевую емкость 23 заполняют термопластичным материалом 24 и пакер вновь готов к эксплуатации.

В качестве термопластичного материала для различных условий эксплуатации, обусловленных температурой теплоносителя и давлением закачки, рекомендуется до температуры 260°С применять теплопластики, например полиэтилен. При более высоких температурах целесообразно применение легкоплавких сплавов тяжелых металлов на основе висмута, сурьмы, свинца, которые обладают повышенной вязкостью, химической инертностью к соединениям, имеющимся в скважине и не плавятся до температуры порядка 500°С.

Предлагаемый способ с использованием термостойкого пакера позволяет повысить надежность разобщения межтрубного пространства скважины при циклических колебаниях температуры и термического изменения размеров пакера и обсадной колонны. Применение в уплотнителе пакера легкоплавкого термопластичного материала, из которого состоит его промежуточное уплотнительное кольцо и заполнена кольцевая ёмкость, с обеспечением передачи давления на расплавленный термопластичный материал дает возможность постоянно поддерживать его контакт со стенкой обсадной колонны как в расплавленном, так и в твердом состоянии.

Рисунок 1.2 — Рабочее положение термостойкого пакера

При этом постоянное восполнение в уплотнительном элементе пакера расплавленного термопластичного материала позволяет исключить отрицательное влияние на работоспособность пакера геометрии обсадной колонны, различных дефектов ее внутренней поверхности, поскольку расплавленный термопластичный материал, подаваемый под избыточным давлением в промежуток между верхними и нижними уплотнительными элементами пакера, полностью повторяет форму уплотняемой поверхности. Наличие седла-дросселя в осевом канале ствола пакера позволяет поддерживать избыточное давление на уплотняемой поверхности и обеспечивать поджим шлипсов якорящего узла поршнем с клином в течение всего периода эксплуатации.

1.4.2 Патент№3381969 — Пакер

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и позволяет повысить надежность пакера за счет исключения преждевременного срабатывания его при спуске в скважину.

Рисунок 1.3 — Пакер в транспортном положении

Цель изобретения — повышение надежности пакера за счет исключения преждевременного срабатывания его при спуске в скважину.

Пакер (рис. 1.3) включает полый цилиндрический шток 1 с опорами 2 и 3. Уплотнительный элемент 4 из пластичного материала, например, фторопласта, выполненный в виде толстостенной втулки с наружной 5 и внутренней 6 фасками и торцовыми поверхностями 7. На штоке 1 между опорами 2 и 3 и уплотнительным элементом 4 установлены нижний 8 и верхний 9 пакеты антиэкструзионных шайб, состоящие из опорных шайб 10 и дополнительных шайб 11 плотности, выполненных из тонкого (толщиной 0,6—0,8 мм) листового металла, например из ст. 3, в виде тарелок. Опорные шайбы 10 состоят из плоских доньев 12 и конусных частей 13. Уплотнительные шайбы 11 состоят из доньев 14, конусных частей 15 и внутренних отогнутых частей 16. Наружные конусные части антиэкструзионных шайб 10 и 11 выполнены под углом а к оси шайбы, равным 65—70°, а внутренние отогнутые части 16 уплотнительных шайб 11 — под углом в, равным 25—30°.

Наружные фаски 5 уплотнительного элемента 4 выполнены также под углом а , а внутренние фаски 6 — под углом в.

Антиэкструзионные уплотнительные шайбы 11 выполнены из развертки (рис. 1.7) путем сгибания лепестков 17 по линии сгиба на угол а таким образом, чтобы края 18 лепестков 17 смыкались, образуя конусную часть 15 тарелки уплотнительной шайбы 11, а ее наружный диаметр становился на 1—1,5 мм меньше габаритного диаметра пакера для обеспечения свободного его прохождения в скважине. Размер лепестков 17 развертки выбран таким образом, чтобы ее наружный диаметр был на 8—10 мм больше диаметра d, равного внутреннему диаметру обсадной колонны, в которой устанавливается пакер, за счет периферийных частей 19.

Края 20 внутреннего отверстия развертки уплотнительной шайбы 11 шириной 2—3 мм подгибаются в ту же сторону, что и лепестки 17, на угол AA, образуя внутренние отогнутые части 16, причем диаметр внутреннего отверстия развертки должен быть на 4-6 мм меньше диаметра d1, равного диаметру штока 1.

При выполнении пакера с уплотнительными шайбами 11 (рис. 1.4) на донья 12 и 14 шайб 10 и 11 укладываются распорные кольца 22 из материала с меньшим, чем материал уплотнительного элемента 4, пределом прочности при сжатии. Например, при выполнении уплотнительного элемента 4 из фторопласта 4 с пределом прочности при сжатии 50—60 МПа распорные кольца 22 выполняются из полиэтилена высокого давления с пределом прочности при сжатии 12,5 МПа.

При выполнении пакера с уплотнительными шайбами 11 (рис. 1.6) по доньям. 14 шайб 11 выдавливаются кольцевые выступы 21, предел прочности при сжатии которых при толщине доньев 14 0,6—0,8 мм составляет 12—16 МПа.

Антиэкструзионные опорные шайбы 10 выполнены из развертки, наружный диаметр который меньше внутреннего диаметра обсадной колонны на 1—2 мм, а диаметр внутреннего отверстия обеспечивает свободное движение шайбы 10 по штоку 1. Лепестки развертки шайбы 10 отгибаются на угол а по линии сгиба такого же диаметра, как и лепестки 17 шайбы 11, а внутреннее отверстие шайбы 10 остается без изменений. Шайбы 10 и 11 собраны в нижний 8 и верхний 9 пакеты антиэкструзионных шайб и надеты вместе с уплотнительным элементом 4 на шток 1 следующим образом: ближе к уплотнительному элементу 4 установлены с обеих сторон уплотнительные шайбы 11 в количестве как минимум по две таким образом, что их прорези перекрываются для исключения зазоров, а затем установлены опорные шайбы 10 в количестве по 6—8 штук в каждом пакете 8 и 9, причем их прорези могут совпадать.

В свободных пространствах между доньями 12 и 14 антиэкструзионных шайб 10 и 11 имеются элементы ограниченной жесткости в виде распорных колец 22 или кольцевых выступов 21, высота которых подобрана таким образом, что шайбы 10 и 11 опираются друг на друга своими доньями 12 и 14 через распорные кольца 22 или кольцевые выступы 21, а не конусными частями 13 и 15.

Конусные части 15 и внутренние отогнутые части 16 шайб 11, соприкасающихся с уплотнительным элементом 4, также опираются на соответствующие им поверхности наружных 5 и внутренних 6 фасок уплотнительного элемента 4, а донья 14 шайб 11 опираются на торцовые поверхности 7 уплотнительного элемента 4 через распорные кольца 22 или кольцевые выступы 21.

Пакер работает следующим образом.

Собранные в нижний 8 и верхний 9 пакеты антиэкструзионные опорные шайбы 10 и уплотнительные шайбы 11, оснащенные приспособлениями ограниченной жесткости в виде распорных колец 22 или кольцевых выступов 21, свободно надетые на шток 1 вместе с уплотнительным элементом 4, образуют с последним жесткую систему, несжимаемую под действием усилий, не связанных с усилиями пакеровки, а возникающих, например, при сборке пакера или спуска его в скважину к месту установки при трении о стенки обсадной колонны или о муфтовые соединения. Жесткость всей уплотнительной системы не позволяет антиэкструзионным шайбам 10 и 11 преждевременно разгибаться, выходить за габаритный диаметр пакера и цепляться за внутреннюю поверхность обсадной колонны, что привело бы к преждевременному разрушению их и выходу из строя.

Пакер спускается в скважину на колонне насосно-компрессорных труб. При достижении пакером заданной глубины производится сжатие уплотнительного элемента 4 и деформирование его в осевом направлении воздействием подвижной опоры 3, на которую, в свою очередь, действует вес колонны труб.

В начальный момент действия осевой на грузки уплотнительный элемент 4 несколько сжимается за счет усилий, передаваемых от опоры 3 через верхний пакет 9 и воспринимаемых опорой 2 через нижний пакет 8 шайб 10 и 11. После превышения давлением от осевой нагрузки предела прочности при сжатии элементов ограниченной жесткости в виде распорных колец 22 или кольцевых выступов 21 эти элементы деформируются материал распорных колец 22 выдавливается в первоначальные зазоры между анти экструзионными шайбами 10 и 11 и внутренней поверхностью обсадной колонны, или кольцевые выступы 21 вдавливаются до принятия доньями шайб 10 и 11 плоского состояния.

После деформации элементов ограничен ной жесткости в виде распорных колец 22 или кольцевых выступов 21 антиэкструзионные шайбы 10 и 11 под действием осевой нагрузки приходят в соприкосновение своими доньями 12 и 14, осевая нагрузка через опирающиеся друг на друга донья 12 и 14 шайб передается уплотнительному элементу 4, который, при превышении давлением от осевой нагрузки предела прочности при сжатии его материала деформируется в осевом направлении и разгибает конусные части 13 и 15 антиэкструзионных шайб 10 и 11. Последние разгибаются до плоского состояния и приходят в соприкосновение всей своей поверхностью. При этом опорные шайбы 10 разгибаются до первоначального состояния развертки, таким образом увеличивая радиус нижней опоры 2 пакера, а шайбы 11 разгибаются таким образом, что их периферийная часть 19 изгибается до упора во внутреннюю поверхность обсадной колонны. При этом изогнутые концы лепестков 17 прижимаются к обсадной колонне деформированным материалом уплотнительного элемента 4. Таким же образом внутренние отогнутые части шайб 11 прижимаются к поверхности штока 1. Остальная часть шайб 11 плоско прижимается к шайбам 10.

Таким образом, деформированный под действием осевой нагрузки уплотнительный элемент 4 оказывается в замкнутом кольцевом пространстве, ограниченном сверху и снизу пакетами 8 и 9 антиэкструзионных шайб 10 и 11. При этом пакеты шайб 10 образуют консольные опоры, предотвращающие натекание материала уплотнительного элемента на опоры 2 и 3, а загнутые наружные и внутренние края шайб 11, концы которых прижаты соответственно к внутренней поверхности обсадной колонны и к наружной поверхности штока 1, герметично перекрывают соответствующие зазоры и исключают экструзию через них материала уплотнительного элемента 4.

Выполнение пакера с пакетами антиэкструзионных шайб с уплотнительными шайбами, наружный диаметр которых в развертке больше на 8—10 мм внутреннего диаметра обсадной колонны в месте установки пакера и больше наружного диаметра в развертке опорных шайб, которые, в свою очередь, меньше внутреннего диаметра обсадной колонны, позволяет исключить вытекание материала уплотнительного элемента в зазоры между деталями, ограничивающими уплотнительный элемент с торцов, и внутренней поверхностью обсадной колонны при работе пакера в условиях высоких температур и давлений. Выполнение уплотнительных шайб с внутренним диаметром развертки, меньшим наружного диаметра штока пакера, позволяет исключить вытекание материала уплотнительного элемента в зазоры между внутренними поверхностями антиэкструзионных шайб и штоком. А размещение между доньями антиэкструзионных шайб элементов ограниченной жесткости в виде распорных колец или снабжение доньев шайб кольцевыми выступами исключает вероятность выхода из строя антиэкструзионных шайб при сборке пакера, транспортировке или спуске в скважину.

Рисунок 1.4 — Дополнительная антиэкструзионная уплотнительная шайба с распорным кольцом

Рисунок 1.5 — Пакер в рабочем положении

Рисунок 1.6 — Дополнительная антиэкструзионная уплотнительная шайба с кольцевым выступом на дне

Рисунок 1.7 — Развёртка шайбы

1.4.3 Патент №1553650 — Гидромеханический пакер

Изобретение относится к горной промышленности, в частности к креплению нефтяных и газовых скважин, а именно к устройствам для разобщения пластов.

Цель изобретения — повышение надежности работы пакера при герметизации кольцевого пространства скважины за счет возможности совмещения радиального и осевого воздействия на манжету.

Пакер (рис.1.8 а) состоит из корпуса 1 с радиальными отверстиями а, установленной на нем секционной манжеты с верхней секцией 2, нижней 3 и средней секцией 4, выполненной из эластичного материала, и жесткими кольцевыми обоймами 5 и 6, причем обойма 6 закреплена на корпусе срез-ным элементом 7, поршня-толкателя 8, защитной втулки 9, перекрывающей радиальные отверстия а корпуса 1, упора 10 и ограничителей хода 11 поршня-толкателя и средней секции манжеты. Поршень-толкатель 8 и упор 10 оборудованы элементами 12 торцовой защиты. Поршень-толкатель 8 связан с нижней секцией 3 манжеты. Торец манжеты, размещенный между поршнем-толкателем 8 и ее средней частью и смежный с ней, выполнен с наружным скосом 13, а торец манжеты 2, смежный с ее средней частью, выполнен с внутренним скосом 14. Такое выполнение участков манжеты на корпусе обеспечивает поочередное наползание участков манжеты друг на друга.

Пакер работает следующим образом.

После окончания процесса цементирования скважины защитная втулка 9, перемещаясь, открывает радиальные отверстия а. Срабатывание защитной втулки может быть осуществлено, например, путем снятия давления в цементировочной головке. При наращивании избыточного давления в цементировочной головке жидкость, поступая через радиальные отверстия а корпуса 1, перемещает поршень-толкатель 8, который, в свою очередь, перемещает взаимодействующую с ним манжету и ограничитель 11.

Гидромеханический пакер по авт. св. № 1553650, отличающийся тем, что с целью повышения надежности работы пакера при герметизации кольцевого пространства скважины за счет возможности совмещения радиального и осевого воздействия на манжету, он снабжен жесткими кольцевыми обоймами, размещенными на верхнем и нижнем торцах средней секции манжеты, которая выполнена из эластичного материала, причем нижняя обойма зафиксирована срезным элементом относительно корпуса в транспортном положении и установлена с возможностью взаимодействия с ограничителем хода поршня-толкателя в рабочем положении.

а) б) в) г)

Рисунок 1.8 — а) Пакера в транспортном положении; б и в) пакер в процессе запакеровки; г) пакер в момент окончания процесса пакероки.

1.5 Выбор модернизации оборудования

В результате патентной проработки и проведённого анализа предлагаемых модернизаций уплотнительного узла за основу модернизации был взят патент №2874782. Отличительная особенность в том, что, с целью повышения надежности работы пакера при герметизации кольцевого пространства скважины за счёт прессовой посадки (наружный диаметр уплотнения на 0,6 — 0,8% превышает диаметр уплотняемой трубы).

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к техническим средствам для разобщения ствола скважины при проведении в ней различных технологических операций.

Цель изобретения — упрощение конструкции пакера при одновременном увеличении срока службы.

Пакер состоит из штока 1 и размещённых на нём с возможностью взаимного осевого перемещения корпуса 2 в виде верхней и нижней опор, и переводника 3 с упорами, которые для передачи крутящего момента другим устройствам, расположенным выше и ниже пакера, соединены между собой и со штоком 1 с помощью шлицевого соединения 4. Кроме того, в корпусе 2 и переводнике 3 выполнены радиальные каналы 5,которые совместно с кольцевым зазором между корпусом 2 и штоком 1. Зазор образует байпасный канал 6, который необходим для перетока жидкости из подпакерного пространства 6 в надпакерное как в процессе спуска пакера, так и при его снятии. Герметичность пакера, а также перекрытие байпасного канала 6 осуществляется с помощью резиновых уплотнительных колец круглого сечения 7 и 8.

Между корпусом 2 и переводником 3 расположен уплотнительный элемент 9 из секций, выполненных в виде набора разрезных металлических пластин 10, между которых размещены гибкие прокладки 11. Металлические пластины 10 установлены так, чтобы разрезы их взаимно перекрывались. На-

ружный диаметр металлических пластин 10 должен на 0.6 — 0.8% превышать диаметр уплотняемой обсадной трубы для того, чтобы создать в обсадной трубе прессовую посадку.

В исходном состоянии гибкие прокладки 11 имеют форму диска. При сборке они принимают форму металлической пластины.

Рисунок 1.9 — Пакер в Рисунок 1.10 — Пакер транспортном положении в рабочем положение

Пакер работает следующим образом.

В процессе спуска пакер находится в растянутом положении (рис. 1.9), наружный диаметр разрезных металлических пластин 10 и гибких прокладок 11 не превышает диаметра уплотнительного элемента 9, а промывочная жидкость протекает как по кольцевому зазору между пакером и стенкой скважины, так и по байпасному каналу 6, что снижает эффект поршневания. После установки пакера на заданную глубину на него передается сжимающая нагрузка, под действием которой сначала шток 1 смещается относительно корпуса 2, перекрывая байпасный канал 6, а затем при смещении один относительно другого корпуса 2 и переводника 3 подвергается деформации уплотнительный элемент 9. При этом металлические пластины 10 и гибкие прокладки 11 распрямляются, они увеличиваются в диаметре, и в обсадной трубе создается прессовая посадка.

Снятие паке…