Конспект_ТС

усилием 20 и 30 кН для пакеров диаметрами 89 и 108 мм соответственно происходит радиальное расширение резиновых элементов и перекрытие ствола скважины.

После закачки под давлением тампонажной смеси уменьшают натяг бурильной колонны, пакер опускают, чтобы упорные плашки заняли новое положение. Затем вновь увеличивают натяг колонны до 5- 6 кН и правым вращением отвинчивают ствол пакера. Опусканием колонны бурильных труб смещают конус вниз, после чего плашки устанавливаются в положение, не препятствующее извлечению устройства из скважины.

Пакер ДАУ-1 (рис. 18) состоит из упругой резиновой манжеты 4, конуса 8, трех фиксирующих плашек 6, соединенных между собой тягами 12, которые крепятся головками 13 к подвижному фланцу-кольцу 14. Плашки перемещаются на конусе по направляющим планкам 7, прикрепленным винтами. В крайнем нижнем положении плашки упираются во втулку 5. В верхнем положении – в накидную гайку 9. Направляющие планки надеты на ствол пакера-трубу 18, к верхней части которой крепится переходник, состоящий из соединенных левой резьбой муфты 10 и ниппеля 11. Пакерующее устройство соединено с колонной бурильных труб переходником 16 через трубу 15.

При спуске пакера плашки приподнимаются на конусе, не препятствуя движению устройства вниз. После остановки пакера на нужной глубине колонну бурильных труб поднимают. При этом конус устройства, перемещаясь вверх, вдавливает плашки в стенки скважины и надежно фиксирует пакер. При дальнейшем натяге инструмента до 30–40 кН за счет перемещения внутри конуса тяги 17 и соединенных с ней упорной шайбы 1, нижней фигурной шайбы 2 и пробки 3 начинает сжиматься упругая манжета пакера, перекрывая ствол скважины. После закачки расчетного количества там-

Рисунок 18 - Пакер ДАУ-1 понажного раствора вращением бурильной колонны отвинчивают ниппель 11

61

переходника. Под действием силы тяжести конус 8 с резиновой манжетой опускается, освобождая плашки. Если этого не происходит, по конусу наносится легкий удар колонной бурильных труб. При подъеме пакера на поверхность, ниппель 11 переходника упирается в кольцо 14, т. е. плашки находятся в крайнем верхнем положении.

К каждому пакеру прилагают комплект сменных плашек и набор резиновых элементов, что позволяет использовать устройство в разведочных скважинах различного диаметра. Нормальный ряд пакеров типа ДАУ-1 включает устройства для скважин с номинальным диамет-

ром 112, 92, 76, 59 мм.

Двойной механический пакер ДАУ (рис. 19) создан на базе одинарного пакера ДАУ-1 и предназначен для закачки тампонажных растворов в строго ограниченные интервалы скважин.

Рисунок 19 – Двойной механический пакер ДАУ

62

Пакер состоит из двух взаимосвязанных частей: освобождающегося упорного механизма (якоря) и двойного пакерующего устройства.

Освобождающийся механизм включает конус 11, на котором располагаются три шпонки 10 и три упорные плашки 12. Шпонки 10 жестко крепятся к конусу 11 с помощью муфты 9 и винтов 13. Плашки с помощью тяг 7 соединены с подвижным фланцем-кольцом 3. Головки тяг 4 зафиксированы с помощью проволоки 2. В проходном отверстии конуса 11 установлена тяга 8, имеющая шлицевой паз, по которому может перемещаться шпонка 14. На верхнем конце тяги 8 имеется переходник, состоящий из соединенных левой резьбой ниппеля 5 и муфты 6. Переходник 1, имеющий на обоих концах правые резьбы, соединен с колонной бурильных труб.

Двойное пакерующее устройство включает верхнюю и нижнюю резиновые манжеты 16, заключенные между шайбами 15. Между манжетами 16 установлена упорная труба 21 с окнами, перекрытыми на концах фланцами 17. Нижний конец тяги 8 снабжен распорным пружинным устройством (состоящим из пружины 18, упорного кольца 19 и фиксатора 20), имеет окна для прохода тампонажной смеси и заканчивается ниппелем 22, монтажным патрубком 23 и упорной пробкой

24.

Установка двойного механического пакера и его освобождение перед извлечением осуществляются при следующих взаимодействиях составных частей механизма. Пакер опускают и фиксируют так же, как устройство ДАУ-1. После фиксации упорного механизма при натягивании колонны бурильных труб тяга-труба будет перемещаться относительно конуса и, воздействуя на нижние упорные шайбы, сжимать резиновые манжеты одновременно в верхней и нижней частях. Распорное пружинное устройство при этом обеспечивает создание одинаковых сжимающих сил на манжеты. Пакер освобождается описанным выше способом и легко извлекается.

Пакеры типа ДАУ отличаются высокой надежностью. Недостатком их является возможность скручивания тяг при освобождении пакера.

Разбуриваемый пакер конструкции КазИМС (рис. 20) состоит из переходника 1, связанного резьбовым соединением с кожухом 2, ствола 5, в верхней части которого имеется шпонка 11. На стволе 5 помещен конус 4, связанный с кожухом штифтами 3, предохраняющими пакер от самопроизвольной пакеровки. В исходном положении конус упирается в заплечики переходника и в уплотнительный элемент 6, нижняя часть которого крепится между башмаком 8 и крепежным кольцом 7. Элемент 6 свободно насажен на стволе 5. В башмаке просверлены отверстия б, перекрываемые нижней частью ствола (через эти отверстия в скважину нагнетается тампонажный раствор), а также отверстия в, предназначенные для промывки скважины. Отверстия б и в перекрыты снаружи кольцевой эластичной трубкой 9, выполняющей

63

оборотов обеспечивает открытие отверстий б и одновременное закрытие отверстия а нижней частью переходника. После этого в скважину закачивают расчетное количество тампонажной смеси и продавочной жидкости.

По завершении закачки тампонажной смеси вращением бурильных труб вывинчивают ствол пакера из башмака и неразбуриваемую его часть поднимают на поверхность. Обратному движению раствора из-под пакера препятствуют уплотнительный элемент 6 и трубка 9, прижатая к башмаку.

Разбуриваемые пакеры при определенных условиях дают возможность проводить последовательно изоляционные работы в поглощающих пластах снизу вверх, не затрачивая время на ожидание затвердевания цемента между заливками. Наиболее частая их область применения – ликвидационное тампонирование.

11.3 Технические средства цементирования обсадных колонн, применяемые в нефтегазовом бурении

При наличии в разрезе скважины: 1) зон осложнений,

64

2) продуктивных пластов с аномальными пластовыми давления-

ми,

3)пластов, склонных к поглощению цементного раствора,

4)пластов, склонных к гидроразрыву

для проведения двухступенчатого или манжетного цементирования обсадных колонн применяют заколонные пакеры.

Пакер ПДМ конструкции ВНИИБТ (рис. 21) состоит из двух ос-

новных узлов: клапанного узла и рукавного уплотнителя.

В клапанный узел входят корпус 5 с цементировочными отверстиями А и впускными каналами В; верхняя втулка 4, удерживаемая на корпусе фиксатором 3, на которой с помощью винта 2 установлено кольцо 1; нижняя втулка 9 с впускными отверстиями, закрепленными на корпусе срезными элементами 7; внутренняя втулка 8 с впускными отверстиями Б, закрепленными на нижней втулке срезными штифтами 6; дюралюминиевая гайка 10, установленная на нижней втулке 9.

Рукавный уплотнитель включает корпус 12 с кольцевой полостью Г и резинотканевый уплотнительный элемент рукавного типа 11, жестко закрепленный на корпусе с помощью обжимных стаканов.

Пакер присоединяют к нижней части обсадной колонны с помощью переводника 13 и опускают в скважину на обсадной колонне.

При двухступенчатом цементировании пакер размещается между ступенями цементирования, а при манжетном - над продуктивным пластом. Цементирование первой ступени (ниже пакера) проводят через башмак обсадной колонны, цементирование второй ступени (выше пакера) - через цементировочные отверстия пакера с использованием верхней цементировочной пробки. Затрубное простран-

ство пакеруют перед цементировани- Рисунок 21 - Пакер ПДМ ем второй ступени путем раздувания

уплотнительного элемента 11 пакера

65

жидкостью из обсадной колонны. При манжетном цементировании скважины применяют верхнюю цементировочную пробку, а пакеровку осуществляют буровым раствором или начальной порцией тампонажного раствора.

Пакер срабатывает следующим образом. В заданный момент процесса цементирования через обсадную колонну сбрасывают шар 14, который садится на седло внутренней втулки 8 и перекрывает центральный канал пакера. При избыточном давлении 1,5-2,0 МПа, создаваемом над шаром 14, разрушается срезные штифты 6 и внутренняя втулка 8 перемещается вниз до упора в гайку 10. При этом впускные отверстия Б совмещаются с впускными каналами В, сообщающими полость Г рукавного уплотнителя с внутренней полостью обсадной колонны. Под действием создаваемого в обсадной колонне избыточного давления рабочая жидкость закачивается под уплотнительный элемент, который раздувается и перекрывает затрубное пространство. При дальнейшем повышении давления до заданной величины 6 - 8 МПа срезные элементы 7 разрушаются, и нижняя втулка 9 вместе с внутренней втулкой 8 и шаром 14 перемещаются вниз до упора в корпус 12 рукавного уплотнителя пакера. При этом герметично перекрываются впускные каналы В и открываются цементировочные отверстия А, через которые скважина цементируется выше пакера. Цементировочные отверстия А перекрываются втулкой 4 в момент окончания процесса цементирования. Для этого используют цементировочную пробку, спускаемую в обсадную колонну вслед за цементным раствором. После посадки пробки на кольцо 1 над ней создают избыточное давление, при этом верхняя втулка 5 перемещается вниз до упора в нижнюю втулку 9, перекрывает цементировочные отверстия А и в этом положении жестко закрепляется фиксатором 3. По окончании времени ОЗЦ разбуривают цементировочную пробку кольца 1, шар 14, цементный стакан между ними, внутреннюю втулку 8 и гайку 10. Металлические детали пробки, шар и другие разбуриваемые детали пакера выполнены из алюминиевого сплава.

11.4 Технические средства для борьбы с осложнениями, применяемые в нефтегазовом бурении

Для борьбы с поглощениями промывочной жидкости в нефтяном и газовом бурении широко используются пакеры различных конструкций. Весьма распространенными являются пакеры гидромеханического действия.

В гидромеханическом пакере ГМП-2 конструкции ТатНИИ

(рис. 22) промывочные отверстия переводника 1 перед спуском пакера в скважину перекрываются поршнем 2, фиксируемым винтами. Вывод плашек в рабочее положение осуществляется давлением жидкости, а

66

сжатие резинового элемента – весом колонны бурильных труб. Четыре плашки 8 насажены на общем кольце 9, которое опирается на четыре кулачка 17. Каждый кулачок крепится к плунжеру 11 двумя винтами. Плашка удерживается в транспортном положении двумя пружинами 10. Нижняя часть плунжера вставлена в цилиндр 12 и закреплена штифтами 13, предотвращающими движение плунжера вверх при спуске пакера в скважину. Снизу в ствол пакера ввинчивается обратный клапан, предотвращающий обратное движение цементного раствора после закачки его в зону поглощения под давлением.

Рисунок 23 - Разбуриваемый пакер ТатНИИ

Рисунок 22 – Гидромеханический пакер ГМП-2

67

После спуска пакера в скважину до нужной глубины в бурильные трубы закачивается буровой раствор. Центральное отверстие клапана, создавая сопротивление движению жидкости, вызывает повышение давления в стволе пакера. Под действием давления штифты 13 срезаются и плунжер с плашками движется вверх. Конус отжимает плашки к стенкам скважины и при посадке вниз бурильных труб плашки окончательно заклинивают пакер, а резиновый элемент сжимается, разобщая зону поглощения от затрубного пространства. Цементный раствор закачивают в пласт, поглощающий жидкость, а пакер извлекают на поверхность. При подъеме его конус освобождает плашки, которые пружиной возвращаются в транспортное положение.

Манжетный разбуриваемый пакер конструкции ТатНИИ яв-

ляется пакером разового действия. Пакер (рис. 23) состоит из резиновых элементов 4, запрессованных между корпусом 6 и кожухом 5. Корпус 6 соединяется с переводником 1 на левой резьбе, а кожух крепится штифтами. Манжеты и кольца 3 удерживаются на корпусе гайкой 7. Направлением для пакера служит башмак 9. Разобщение скважины осуществляется при помощи четырех манжет, расположенных так, что две средние из них образуют дополнительную камеру самоуплотнения. Жидкость под давлением, попадая в камеру самоуплотнения, прижимает ее манжеты к стенкам скважины, что обеспечивает надежное разобщение ствола скважины при возникновении перепада давления в любом направлении.

Пакер на бурильных трубах спускается до необходимой глубины, скважина промывается, и затем в бурильные трубы бросают шар 8, который перекрывает отверстие в башмаке. Давление повышается, срезаются верхние штифты, кожух смещается вниз, освобождая манжеты. В зону поглощения закачивают расчетное количество цементного раствора. Затем бросают пробку 2, которая садится в специальное гнездо в корпусе пакера. Давление резко возрастает. Вращением бурильных труб вправо переводник отвинчивается от корпуса и бурильные трубы извлекаются. Все оставшиеся в скважине детали после затвердения цемента легко разбуриваются вместе с цементом.

11.5 Устройства для перекрытия пластов

При тампонировании высокопроницаемых зон, представленных кавернами и горными выработками (схема е, рис. 10), применяют устройства типа УПП (устройства для перекрытия пластов) и УПГВ.

Устройства для перекрытия пластов упругой сетчатой оболочкой (УПП) широко применяются как в практике бурения нефтяных и газовых скважин, так и при изоляции разведочных скважин. Они разработаны во ВНИИБТ. Имеется несколько модификаций устройств, различающихся номинальным диаметром скважины.

68

Устройство УПП-4М (рис. 24) опускают в скважину на бурильных трубах, к которым оно подсоединяется с помощью переходника 1. На переходник навинчивают защитную трубу 3, к которой снизу на шпильках крепят дюралюминиевый башмак 6. Между фиксирующей муфтой и башмаком монтируется направляющая труба 2. На трубе укреплена сшитая в виде цилиндра высококачественная ячеистая (сетчатая) капроновая оболочка 5, собранная в складки. Для предохранения оболочки от повреждения при выходе из защитной трубы и упрощения сборки устройства она дополнительно защищена эластичным чехлом. На центральной направляющей трубе свободно посажен перфорированный патрубок из дюралюминия, снизу навинченный на башмак.

Рисунок 24 – Схема перекрытия пластов снарядом УПП-4М

Устройство УПП опускают в скважину на расстояние 0,5 м от забоя. Сбрасывают шарик, перекрывающий проходной канал в башмаке. За счет давления, создаваемого насосом, шпильки срезаются, патрубок с башмаком опускаются до забоя. Защитная и центральная трубы с перходником поднимают вверх, освобождая эластичную оболочку. Нагнетаемый через бурильные трубы цементный раствор заполняет оболочку, приводя к ее расширению и заполнению каверн. Малый размер ячеек оболочки не позволяет цементу уходить в полости зоны осложнения.

Устройство УПГВ-1 конструкции ПО «Укруглегеология» (рис. 25) отличается от аналогичных устройств тем, что эластичная оболочка

69

при тампонировании заполняется не цементным раствором, а БСС, поступающей из забойного смесителя. Конструкция УПГВ значительно проще, чем УПП.

УПГВ-1 состоит из тампонажного снаряда УТС-2М 2, опускаемого на бурильной трубе 1, перфорированной трубы 6, пробки - центратора 10, изготовленной из легкоразбуриваемого материала (дерева, пласт-

забой скважины

70