Анализ ремонтно-изоляционных работ в условиях УПНП и КРС (стр. 10 из 17)
Рис. 6. Схема гидравлического модернизированного пакера ГП-500
Гидравлический модернизированный пакер ПГ-500 (см. рис.) состоит из головки 1, к верхней части которой присоединяется гидравлический якорь и колонна заливочных труб, а к нижней части шток 5 и опорное дюралюминиевое кольцо 2. На шток надеты ограничитель 4 с ограничительной манжетой 3, упор 6 и гидравлическая манжета 7., К нижней части штока присоединен корпус 8 фонаря закрытого типа. Фонарь 9 имеет три башмака, расположенные под углом 120° по окружности корпуса. Каждый башмак подпирается изнутри тремя цилиндрическими пружинами, находящимися в глухих отверстиях корпуса фонаря 8. Верхнее и нижнее упорные кольца предотвращают выпадение башмаков. К нижней части корпуса крепится клапан пакера с дроссельным штуцером 10. Для уплотнения пакера ПГ-500 в колонну заливочных труб закачивают жидкость с расходом 2-2,5 л/сек. При этом в штуцере возникает перепад давления 3,5-5 атм. Через отверстия в корпусе фонаря 8 жидкость проходит во внутреннюю полость гидравлической манжеты 7 и расширяет ее до сопротивления со стенкой колонны. Под влиянием перепада давления сжимается пружина клапана, открываются его прямоугольные окна и жидкость проходит в пространство под пакером. При дальнейшем повышении давления под пакером гидравлическая манжета расширяется и окончательно уплотняет затрубное пространство. В результате создания высокого давления под пакером он выталкивается вверх вместе с колонной заливочных труб, в связи, с чем нарушается его уплотнение. Для удержания пакера на месте применяют гидравлический якорь, который устанавливают непосредственно над пакером. На промыслах Советского Союза наибольшее распространение получили гидравлические якори конструкции ОКБ по бесштанговым насосам.
Указанные пакеры, применяемые в качестве цементировочных, обладают рядом недостатков. Они изготовляются из стали, вследствие чего в случае прихвата цементом их очень трудно фрезеровать. Пакеры не имеют циркуляционных клапанов, которые соединяют пространство выше и ниже пакера, в результате при срыве пакера уплотняющий элемент действует как поршень, что усиливает отдачу пласта.
Пакеры ПШП конструкции ОКБ по бесштанговым насосам и ПШУ-65/8" конструкции ЦРМЗ Грознефти имеют циркуляционный клапан для соединения пространства выше и ниже пакера. В пакере ПШУ-65/8// конструктивно соединены шлипсовый пакер и механический якорь. Уплотнение пакера достигается при натяжении заливочных труб вверх. Пакер состоит из муфты У, ствола, к верхнему концу которого прикреплен фонарь, а к нижнему — конус циркуляционного клапана с манжетами. В корпусе фонаря укреплены плашки фонаря, плашки пакера и конус. К последнему в свою очередь прикреплены перфорированная труба, уплотнительная резиновая манжета и седло циркуляционного клапана.
Пакер спускают на заливочных трубах, которые затем поворачивают вправо на 1-2 оборота. При этом штифт выходит из зацепления с замком. Корпус фонаря удерживается плашками в эксплуатационной колоне, а их конус при подъеме заливочных труб тоже поднимается вверх. Теперь уже плашки удерживают корпус фонаря в колонне. При дальнейшем натяжении заливочных труб конус сжимает манжету и герметизирует кольцевое пространство скважины. Поток жидкости при обратном промывке проходит через перфорированную трубу, по кольцевому пространству внутри пакера, через открытый циркуляционный клапан входит в конус, ствол и поступает в заливочные трубы. Поскольку площадь сечения этого кольцевого пространства равна площади сечения заливочных труб в свету, давление при прохождении жидкости через пакер не повышается.
Неизвлекаемые пакеры
На рис. 7 показана схема неизвлекаемого пакера конструкции Азинмаша с циркуляционным приспособлением.
Пакер изготовляется из легко разбуриваемого материала (например, из модифицированного чугуна). Циркуляционное приспособление устанавливается над пакером и соединяется с ним посредством переводника 3, имеющего' левую цилиндрическую или круглую резьбу. Пакер с циркуляционным приспособлением (без шарика 18) спускают в скважину на колонне заливочных труб. На устье скважины устанавливают цементировочную головку грозненского типа, а верхний конец заливочных труб подвешивают на вертлюге. Между вертлюгом и заливочными трубами устанавливают глухой переводник и крестовину с двумя отводами для закачки жидкости в трубы и боковым отверстием. После установки пакера на заданной глубине заливочные трубы поднимают на 0,5-1 м вверх. При этом утолщение трубы 1 садится на резиновое седло 2, вследствие чего циркуляционное приспособление закрывается. Скважину промывают прямой промывкой. Затем через боковое отверстие крестовины в заливочные трубы бросают шарик 18, который проходит по трубам и садится в гнездо клапана 17, закрывая его отверстие. В трубах поднимают давление. Жидкость под давлением проходит в отверстия 11 и расширяет резиновую манжету 10, плотно прижимая ее к стенке эксплуатационной колонны. При дальнейшем расширении манжета 10 передвигает вверх верхний конус 8. При этом срезаются винты 5 и 7, а верхние плашки 4 прижимаются к стенке эксплуатационной колонны, препятствуя движению пакера вверх. Когда давление в трубах поднимается еще больше, отрезается винт 19 и гнездо 17 выпадает из пакера. Бакелитовый шар 16 освобождается и вступает в действие обратный клапан. Для жидкости открывается проход через пакер. Затем заливочные трубы натягивают, в результате чего срезаются винты 12 и 13, а нижние плашки 14 прижимаются к стенке эксплуатационной колонны. Манжета 10 еще больше деформируется, а коническое стопорное кольцо 6 попадает в прорезь корпуса пакера 9. Пакер оказывается надежно укрепленным в эксплуатационной колонне на заданной глубине. Заливочные трубы опускают вниз на 0,5-1 м (чтобы открыть циркуляционный клапан) и закачивают в них цементный раствор и продавочную воду. Когда столб цементного раствора будет находиться на расстоянии 100-150 м от пакера, натягивают трубы, закрывая циркуляционный клапан. Цементный раствор продавливают в пласт под давлением 250-300 атм. После этого процесса снижают давление в заливочных трубах, при этом шар 16 садится на резиновое уплотнительное кольцо 15 обратного клапана. Выход цементного раствора из-под пакера прекращается. Заливочные трубы снова опускают на 0,5-1 м, чтобы открыть циркуляционный клапан. Обратной промывкой вымывают из заливочных труб излишний цементный раствор. Вращая трубы вправо, вывинчивают переводник 3 из пакера. Заливочные трубы поднимают из скважины и оставляют скважину на период затвердения цемента. В случае необходимости пакер удаляют из ствола скважины путем фрезерования.
На промыслах США применяют неизвлекаемые пакеры различных: конструкций. Наибольшее распространение получили неизвлекаемые пакеры (цементировочные фонари, ритайнеры) фирмы «Baker».
Цементировочные желонки
Для установки цементных пробок и изоляционных работ в скважинах с малой поглотительной способностью без заливочных труб применяют цементировочные желонки.
Клапан цементировочной желонки устроен так, что после соприкосновения с забоем он открывается и остается открытым при подъеме желонки вверх. Применяют желонки с клапанами и различных конструкций. Из них наиболее совершенной является цементировочная желонка с отпадающим пластмассовым дном и шарнирным клапаном конструкции Стрыйской конторы бурения треста Львовнефтегазразведка. Диаметр и длину желонки выбирают согласно табл. 3.
Таблица 3
| Условный диаметр эксплуатационной колонны, мм | Максимальный наружный диаметр желонки, мм | Диаметр тартального каната, мм | |
| При длине 10-12 м | При длине 18-25 м | ||
| 114 | 73 | 60 | 16 |
| 146 | 89 | 60 | 16 |
| 168 | 102 | 89 | 19 |
| 194 | 114 | 102 | 19 |
| 219 | 141 | 114 | 19 |
| 273 | 168 | - | 22 |
3.6 Технология ремонтно-изоляционных работ по скважинам
Основные положения проблемы ремонтно-изоляционных работ в скважинах.
Основное назначение РИР – обеспечение оптимальных условий работы продуктивного пласта (или нескольких пластов) для достижения запланированного (максимального) извлечения запасов нефти.
По номенклатуре РИР относятся к работам по капитальному ремонту скважин (КРС) и, как все ремонтные работы, проводимые в скважинах, являются одним из основных средств реализации проектов разработки нефтяных месторождений.
B зависимости от цели все РИР делятся на следующие виды:
1. Отключение отдельных обводненных (выработанных) интервалов пласта в нефтяных скважинах, независимо от их местоположения по толщине и характера обводнения (подошвенная вода, контурная, закачиваемая). Регулирование закачки воды по толщине заводняемых пластов в нагнетательных скважинах.
Необходимость проведения работ этого вида обусловливается неоднородным строением и неравномерными выработкой и обводнением продуктивных пластов по толщине. Работы проводят в слоистых пластах. Для обеспечения нормальных условий их выработки по всей толщине»