Назначения, условия работы, требования

Внутрискважинное оборудование фонтанных скважин.

Эксплуатационные пакеры предназначены для разобщения пластов и изоляции эксплуатационной колонны от воздействия среды в процессе освоения и эксплуатации скважин. Пакеры применяются при освоении скважин и интенсификации притоков с использованием струйных аппаратов, гидродинамических испытателей, при гидроразрыве, кислотном и термохимическом воздействиях на пласт.

Пакеры при эксплуатации устанавливаются обычно в обсаженной части скважины и спускают их на колонне подъемных труб. Уплотнение, прижимаемое к обсадной трубе, должно надежно разобщать части ствола скважины, находящиеся над и под уплотнителем. Уплотнители для эксплуатационных нужд подразделяются по своему назначению.

1. Уплотнители, применяются при отборе нефти и газа из пласта в случае:

а) оборудования, требующего создания в скважине двух изолированных каналов (например, НКТ и уплотнение снизу пространства между НКТ и обсадными трубами при раздельной эксплуатации нескольких пластов);

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

в) предохранения от выброса при газопроявлениях (пакер с клапаном-отсекателем).

2. 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.

3. Уплотнители, применяемые при воздействии на пласт или его призабойную зону при:

а) гидроразрыве пласта;

б) поддержании пластового давления;

в) подаче в пласт теплоносителей.

По способу посадки пакеры подразделяют на механические М (рис. 3.11, а, б), гидравлические Г (pиc.3.11, в, г) и гидромеханические ГМ. Механический пакер расширяется при воздействии осевой нагрузки (масса НКТ); оболочка гидравлического пакера расширяется при подаче в нее жидкости.

Во всех пакерах должна быть опора (якорь) для пакера:

- упор на забой через хвостовик;

- переход диаметра обсадной колонны;

- захват за обсадную колонну (якорь);

- захват за торец обсадной трубы в ее муфтовом соединении.

Пакеры выпускают диаметром от 88 до 245 мм, для обсадных труб - 114÷273 мм, которые обеспечивают перепад давления: 14, 21, 35, 50 и 70 МПа.

Различают следующие виды пакеров:

ПВ - пакер, воспринимающий усилие от перепада давления, направленного вверх.

ПН -тоже, направленного вниз;

ПД - то же, направленного как вниз, так и вверх.

Заякоривающие устройства (якорь) могут быть Г - гидравлические (по способу посадки); М - механические; ГМ - гидромеханические.

Якорь - это приспособление, предназначенное для заякорения колонны НКТ за стенку эксплуатационной колонны с целью предупреждения перемещения скважинного оборудования под воздействием нагрузки.

Пример обозначения пакера: 2ПД-ЯГ-136НКМ-35К1.2 - 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 СО2до 10 %).

Пример обозначения якоря: ЯГ-118-21. Я-якорь; Г -гидравлический способ посадки; 118-наружный диаметр якоря, мм; 21-рабочее давление, МПа.

Пакеры способны воспринимать усилие от перепада давления, направленного как вверх, так и вниз, могут оставаться в скважине и выполнять свои функции и 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, 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. Пример обозначения разъединителя колонн: РК 89/145-80-350. РК - разъединитель колонн; 89 - условный диаметр, мм; 145 - диаметр пакера, мм; 80 - диаметр проходного отверстия, мм; 350 - рабочее давление, кг/см².

3.4.1. Расчет пакера

Определение наименьшей величины осевой силы Q действующей на пакер, обеспечивающей герметичное разобщение ствола скважины проводится по формуле:

где: F - площадь поперечного сечения уплотнительного элемента в деформированном состоянии, м²; R n - наружный радиус резины до деформации; k оп =1,13 для пакеров под обсадные колонны 146, 168 мм, k оп =1,09...1,07 для пакеров под обсадные колонн 178 и 299 мм.

Определение наибольшей высоты уплотнительного элемента пакера.

.

f = коэффициент трения (принимаем 0,2).

Определение оптимальной длины хода штока пакера.

где h = 0,9 h max - высота свободного, не нагруженного уплотняющего элемента.

Определение предельной осевой нагрузки на плашечный захват пакера, при котором не происходит разрушения обсадной колонны

где: D _bh - внутренний диаметр обсадной колонны, м, l пл - осевая длина плашки, м; L пл -длина хорды плашки в диаметральном сечении, м, f пл -стрела профиля плашки, м.

При ограниченной площади контакта плашек по периметру обсадной колонны участки труб между плашками работают на изгиб и Q пред определяют по формуле.

Дата добавления: 2014-01-07