Пакеры. Классификация пакеров Пакеры классифицируются по назначению и конструкции следующим образом
 Скачать 138.29 Kb.
|
|
Введение Пакеры предназначены для уплотнения кольцевого пространства и разобщения отдельных горизонтов нефтяных и газовых скважин. Они работают в условиях воздействия высоких перепадов давлений (от 7 до 70 МПа), больших механических нагрузок (до десятки кН) и в различных термических (от 40°С до 100°С, а при тепловом воздействии на пласт до 400°С) и коррозионных средах. Поэтому конструкции пакеров должны обеспечивать эффективную и надежную работу в условиях эксплуатации. Условное обозначение пакеров включает: буквенную чать, состоящую из обозначения типа пакера (ПВ, ПН, ПД), способа посадки и освобождения пакера (Г, М, ГМ) и наличие якоря устройства (буква Я), первая цифра после обозначения типа пакера - число проходов, цифра перед буквами - номер модели; первое число после букв - наружний диаметр пакера; ворое - рабочее давление. Классификация пакеров Пакеры классифицируются по назначению и конструкции следующим образом. 1. В соответствии с назначением пакеры (уплотнители) делятся на: - Уплотнители, применяемые при отборе нефти и газа из пласта а) для создания в скважине двух изолированных каналов б) при беструбной эксплуатации в) для предохранения от выброса при газопроявлениях (пакер с клапаном-отсекателем). - Уплотнители, применяемые при исследовании или испытании в случае: а) раздельного исследования пластов, вскрытых одной скважиной; б) проверки герметичности обсадной колонны или герметичности изоляции пластов цементным кольцом. - Уплотнители, применяемые при воздействии на пласт или его призабойную зону при: а) гидроразрыве пласта; б) поддержание пластового давления; в) подаче в пласт теплоносителей. - Уплотнители, применяемые при подземном ремонте скважин а) для центровки колонны НКТ б) для передачи части веса труб на обсадные колонны в) при изоляционных работах 2. В соответствии с конструктивной схемой пакера и конструктивным исполнением основных составляющих его элементов пакеры классифицируются. 1. По виду нагрузки на уплотнительные элементы: - пакеры, в которых сжатие уплотнительных элементов происходит под действием внешних сил ; - надувные пакеры ; - пакеры сжатия, работающие под действием упругих сил . 2.По виду материала, из которого изготовлен уплотнительный элемент: - резиновые (Р); - металлические (М); - фторопластовые (Ф). 3. По типу упора - с упором на: - забой через хвостовик; - переход диаметра обсадной колонны; - шлипсовый захват за обсадную колонну; - шлипсовый захват и торец обсадной трубы в ее муфтовом соединении 4. По способу создания нагрузки на уплотнительные элементы (способ воздействия на уплотнители отражается буквенным обозначением в маркировке пакера. Двойное буквенное обозначение показывает сначала способ образования опоры, затем способ деформации уплотнительного элемента) : - М - механические пакеры, у которых деформация уплотнительного элемента осуществляется за счет механической нагрузки; - ГМ - гидромеханические пакеры, у которых щлипсовый 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. 5. По виду направления воспринимаемого усилия от перепада давления (может вводиться буквенное обозначение в маркировку): - тип ПВ – воспринимает усилие от перепада давления, направленного вверх; - тип ПН– воспринимает усилие от перепада дваления, направленного вниз; - тип ПД - воспринимает усилие от перепада дваления, направленного вверх и вниз (двухстороннего действия). В последнем случае пакеры могут оставаться в скважине и выполнять свои функции без колонны подъемных труб, которую извлекают после посадки пакера. В этом случае для отсоединения колонны труб от пакера и повторного соединения ее с пакером применяются разъединители колонн типов РК, 3РК и 4РК, устанавливаемые над пакером. В оставляемую с пакером часть разъединителя перед разъединением при помощи канатной техники устанавливается пробка, перекрывающая пласт, а извлекаемая часть разъединителя поднимается вместе с колонной подъемных труб. 6.По способу спуска в скважину: - на трубах (Т); - на кабеле (тросе) (К). 7. По способу снятия с места установки (может быть введено буквенное обозначение в маркировку): - извлекаемые (И); - съемные (С); - разбуриваемые (Р). 8.По условиям работы (вводится буквенное обозначение в маркировку) - тип К – корозионностойкие (К1 – углекислостойкие с СО2 менее 10%; К2 – сероводородостойкие с Н2S и СО2 менее 10%; К3 – сероводородостойкие с Н2S и СО2 - 10-25%; К4 – солянокислостойкие (НCl менее 10%; К5 – углекислостойкие с СО2 более 10%) - тип Т – термостойкие (Т1- для сред с температурой 273-4230К; Т2 – для сред с температурой 423-4700К). 9. По наличию специальных конструктивных приспособлений. (с противовыбросовым пакером отсекателем, якорем) Пример обозначения пакера: 2ПД – ЯГ - 136НКМ - 35К1, где 2 - номер модели; ПД - тип пакера; Я - наличие якоря; Г - способ посадки пакера (гидравлический); 136 - наружный диаметр пакера, мм; НКМ - резьба гладких высокогерметичных насосно-компрессорных труб (ГОСТ 633-80); 35 - рабочее давление, МПа; К1 - исполнение по коррозионной стойкости (для сред с объемной концентрацией СО2 до 10 %). Пример обозначения якоря: ЯГ – 118 - 21. Я - якорь; Г - гидравлический способ посадки; 118 - наружный диаметр якоря, мм; 21 - рабочее давление, МПа. Установка пакеров Качественную герметичную установку пакера обеспечивает хорошее состоянии обсадной колонны: отсутствие дефектов, следов износа (муфтами труб НКТ при спускоподъѐмных операциях и бурильными трубами при их вращении), эллиптичности в поперечном сечении, отсутствие коррозии, загрязнений и наслоений на стенках. При постановке пакера особое внимание обратить на наличие цементной корки, коррозии, парафиновых и прочих отложений на стенках обсадной колонны. При этом следует иметь ввиду, что пакер, установленный в таком интервале, может дать не прочное и не герметичное разобщение, а также при этом возможны заклинивание и прихват обвалившейся цементной коркой. Интервал установки пакера необходимо проработать скребком или райбером, а также необходимо прошаблонировать скважину шаблоном, имеющем наружный диаметр не менее наружного диаметра применяемого пакера. При наличии парафиноотложений в районе установки пакера очистку скребком рекомендуется производить с промывкой растворителем. Место постановки пакера должно быть увязано с характером затрубного цемента: положительный результат будет получен с большей долей вероятности при наличии качественного затрубного цементного кольца. Установка пакера не допускается, если в интервале обсадной трубы в месте постановки ранее проводились взрывные работы. Установку пакера не следует проводить в местах соединения обсадных труб. При расчѐте давления в скважине в интервале постановки взрывного пакера типа ВП учитывать не длину скважины а еѐ глубину (особенно важно для наклонных и горизонтальных скважин). Для обеспечения надѐжной длительной работоспособности установленного пакера (более 24 час) рекомендуется установка сверху дополнительного цементного моста высотой порядка 3 ... 5 м. Установка дополнительного цементного моста также рекомендуется, если планируется проводить операции с перепадом давления под и над установленным пакером близким к предельно допустимому для данного типа пакера или выше. Извлечение упавших трубТехника извлечения упавших труб заключается в следующем. С помощи печати определяют местонахождение и состояние конца труб. Нарушения могут быть различными: разрыв, смятие, вогнутость краев во внутрь. Так как при этом невозможно захватить трубы, ловильным инструментом как снаружи, так и изнутри, необходимо предварительно исправить конец трубы, а затем уже спускать инструмент. Нарушенный конец трубы, если он разорван и разворочен наружу, исправляют торцовыми и кольцевыми фрезерами. Если фрезер с направлением свободно проходит вниз (на 1-3 м), то трубу захватывают инструментом и при небольшой натяжке отвинчивают ее. Больших нагрузок при натяжке давать не рекомендуется. Для исправления нарушенного конца трубы фрезером срезают ее разорванные концы, извлекают магнитными фрезерами-пауками и приступают к работе по исправлению нарушенного конца. После извлечения дефектной трубы остальные извлекают в обычном порядке. Если же конец трубы не разорван, а вогнут внутрь и невозможно захватить его наружным ловильным инструментом, то следует обработать конец так, чтобы внутрь его можно было пропустить Ловильный инструмент. Такие нарушения обычно исправляют конусным райбером. При извлечении 2 рядов труб может случиться, что концы обоих рядов находятся на одном уровне или конец второго ряда несколько ниже (на 0,2-0,3 м) конца труб первого ряда. Если диаметр колоны 168 мм, а 114 трубы первого ряда оканчиваются муфтой, то невозможно захватить их ловильным инструментом ни внутри, ни за тело. Тогда поступают следующим образом: 1) отвинчивают и поднимают муфту 114мм трубы, захватывают за резьбу трубы, отвинчивают и поднимают ее; затем ловильным инструментом захватывают трубы второго ряда; 2) обследуют печатью состояние конца второго ряда труб и при возможности захватывают их труболовкой, отвинчивают и поднимают, если это не удается, то дают натяжку и обрывают часть трубы, чтобы обнажить конец первого ряда 114- мм труб, захватить их ловильным инструментом и извлечь. Иногда трубы не удается отсоединить вследствие сильной их искривленности и невозможности вращения. Тогда прибегают к расхаживанию и если этим не получают положительного результата, то применяют гидравлический домкрат. Иногда во время падения трубы, врезаясь одна в другую, разрезаются на отдельные ленты. В некоторых случаях эти ленты облегают внешней стороной стенки колонны и, оставаясь прижатыми к ним, не препятствуют прохождению вниз ловильных инструментов. Большей же частью они сильно осложняют производство ловильных работ. Тогда во время обследования печатью часто получают такие же отпечатки, как и при сломе колонны. Ленты труб извлекают фрезерованием с помощью торцовых фрезеров, захватывая их колоколами или магнитными фрезерами. Оборудование для ликвидации аварии и инструмент для проведения ловильных работ Ловильный инструмент служит для извлечения из скважины аварийных насосно-компрессорных труб, бурильных труб, кабеля, каната и других мелких предметов или для предварительной обработки их поверхности. К ловильным инструментам относятся: ловители, труболовки, метчики, колокола, овершоты, райберы, фрезеры, скребки, печати, магнитные ловители, удочки и т.д. Трубные ловители наружного захвата тип ЛТН Ловители наружного захвата предназначены для захвата и удержания труб за наружную поверхность при подъеме из скважины. Конструкция ловителя обеспечивает освобождение от аварийного объекта в случае невозможности извлечения его, а также циркуляцию промывочной жидкости во время проведения аварийных работ. Ловители выпускаются с правой и левой присоединительной резьбой. Пример обозначения: ЛТН 120/96; ЛТН – ловитель трубный наружный; 120 – максимальный диаметр; 96 – для захвата труб с максимальным диаметром 96мм.; В случае использования инструмента с левой резьбой ставится буква «Л». Пример обозначения: ЛТН 120/96Л – тоже с левой резьбой. ЛТН 120/96Л 73 – тоже; 73 – для захвата труб диаметром 73мм.  Рис.1 – захваты ЛТН (слева цанговый, справа спиральный) Трубные ловители наружного короткого захвата типа ЛТНК Ловитель короткого трубного захвата предназначен для захвата и удержания за наружную поверхность элементов аварийных объектов, которые из-за небольшой длины не могут быть захвачены ловителями типа ЛТН.  Рис.2 - Ловитель типа ЛТН Конструкция ловителей обеспечивает освобождение от аварийного объекта при невозможности извлечения его, а также циркуляцию промывочной жидкости при проведении аварийных работ. Ловители выпускаются с правой или левой присоединительной резьбой. Таблица 1 Технические характеристики  Трубный ловитель внутреннего захвата типа ЛТВ  Рис. 3– Трубный ловитель ЛТВ Трубный ловитель внутреннего захвата предназначен для захвата и удержания труб за внутреннюю поверхность при подъеме. Конструкция ловителя обеспечивает освобождение от аварийного объекта в случае невозможности извлечения его, а также циркуляцию промывочной жидкости во время проведения аварийных работ. Ловители выпускаются: - проходные; - с переводником; - проходные с уплотнением; - с уплотнением и переводником. По специальному заказу возможно изготовление ловителей ЛТВ-60, ЛТВ-73, ЛТВ-89, удлиненных на 600мм. Ловители труб внутреннего захвата удлиняемые типа ЛТВУ Ловители труб внутреннего захвата удлиняемые предназначены для захвата и удержания труб за внутреннюю поверхность при подъеме. Ловители изготавливаются без удлиняющего устройства или с удлиняющим устройством. При необходимости ловители могут быть укомплектованы любым количеством удлиняющих устройств. Пример условных обозначений: ЛТВУ 73 – Ловитель для захвата труб с условным диаметром 73мм. с правой присоединительной резьбой. ЛТВУ 73Л – то же с левой присоединительной резьбой. Таблица 2 Технические характеристики труболовок ЛТВУ  Трубный ловитель внутреннего захвата типа ЛТВ - УБТ  Рис.4 – Трубный ловитель ЛТВ2-УБТ Трубный ловитель внутреннего захвата предназначен для захвата и удержания утяжеленных бурильных труб за внутреннюю поверхность при подъеме. Конструкция ловителя обеспечивает освобождение от аварийного объекта в случае невозможности извлечения его, а также циркуляцию промывочной жидкости во время проведения аварийных работ. Пример условного обозначения: ЛТВ – УБТ – 146 ЛТВ – ловитель труб внутреннего захвата; УБТ – для утяжеленных бурильных труб; 146 – диаметром 146мм. ЛТВ – УБТ – 146Л – то же с левой резьбой Таблица 3 Технические характеристики захвата ЛТВ – УБТ  Список использованной литературы Инструмент и оборудование для добычи нефти и газа, эксплуатация и ремонт скважин. НПФ Завод «Измерон», С.98 В.С.Кроль. Применение пакерующих устройств в высоконапорных объектах глубоких скважин. М.: ВНИИОЭНГ, 1981. Копейкин И.С., Лягов А.В. Использование математических методов для расчетов напряженно деформированного состояния базовых узлов пакерно- якорного комплекса, работающего в открытых стволах скважины // Роль математики в становлении специалиста: материалы Всероссийской научно-методической конференции. Уфа: Изд-во УГНТУ. 2015. С 4-6. Шамилов Ф.Т. Опыт применения технологий с пакерно-клапанным оборудованием на осложненном фонде скважин// Инженерная практика, 2010. № 06. |