Пакеры для проведения технологических операций
реклама
ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ОБРАЗОВАНИЮ ГОСУДАРСТВЕННОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ УХТИНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ В.А. Аванесов, Е.М. Москалева ПАКЕРЫ ДЛЯ ПРОВЕДЕНИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ОПЕРАЦИЙ И ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН Учебное пособие Допущено Учебно-методическим объединением вузов Российской Федерации по нефтегазовому образованию в качестве учебного пособия для студентов высших учебных заведений, обучающихся по специальностям: 130501 «Проектирование, сооружение и эксплуатация газонефтепроводов и газонефтехранилищ», 130503 «Разработка нефтяных и газовых месторождений», а также для подготовки дипломированных специалистов 130500 «Нефтегазовое дело» и по специальностям 130601 «Морские нефтегазовые сооружения», 130600 «Оборудование и агрегаты нефтегазового производства» Ухта 2008 УДК 661.0225+621.51 А 18 Аванесов, В.А. Пакеры для проведения технологических операций и эксплуатации скважин [Текст]: учеб. пособие/ В.А. Аванесов, Е.М. Москалева. – Ухта: УГТУ, 2008. – 91 с.; ил. ISBN 978-5-88179-488-0 Учебное пособие предназначено для студентов специальностей: 130501 «Проектирование, сооружение и эксплуатация газонефтепроводов и газонефтехранилищ», 130503 «Разработка нефтяных и газовых месторождений», 130500 «Нефтегазовое дело», 130601 «Морские нефтегазовые сооружения», 130600 «Оборудование и агрегаты нефтегазового производства». В учебном пособии кратко рассматриваются вопросы классификации пакеров, отмечены их недостатки и преимущества при выполнении различных операций. Рассмотрены условия работы уплотнительных элементов, конструктивное исполнение в зависимости от свойств материала уплотнителя. Цель учебного пособия: познакомить студентов с современными конструкциями пакеров и методами их расчета. Пособие разработано в соответствии с учебными планами. Рецензенты: Кафедра «Машины и оборудование нефтяной и газовой промышленности» Тюменского государственного нефтегазового университета и начальник отдела бурения филиала ВНИИГАЗа «Севернипигаз», к.т.н. Ю.М. Гержберг © Ухтинский государственный технический университет, 2008 © В.А. Аванесов, Е.М. Москалева, 2008 ISBN 978-5-88179-488-0 3 Оглавление Введение ................................................................................................................... 5 1 Классификация пакеров ...................................................................................... 6 2 Условия работы и их влияние на выбор материалов и конструктивное исполнение пакеров .................................................................................................. 2.1 Наличие жидкости в скважине ................................................................ 18 2.2 Влияние величины кольцевого зазора между пакером и стенкой скважины .............................................................................................. 18 2.3 Влияние места установки пакера от забоя................................................... 2.4 Влияние температуры окружающей среды ................................................. 2.5 Влияние величины перепада давлений ........................................................ 2.6 Влияние кривизны ствола скважины .......................................................... 3 Испытание продуктивных горизонтов нефтяных и газовых скважин.............. 4 Гидравлический разрыв пласта ............................................................................. 5 Изоляция зон поглощений промывочной жидкости .......................................... 6 Установка разделительных мостов взамен цементных ...................................... 7 Нагнетание воды в водоносные горизонты ......................................................... 8 Нагнетание жидкости в угольные пласты ........................................................... 9 Свойства уплотнителей резины ............................................................................ 9.1 Деформационные свойства резины .............................................................. 9.2 Восстановление резины ................................................................................. 9.3 Относительная деформация .......................................................................... 9.4 Напряжения в уплотнении ............................................................................ 9.5 Модуль упругости резины............................................................................. 9.6 Модуль сдвига резины ................................................................................... 9.7 Коэффициент Пуассона ................................................................................. 9.8 Твердость резины ........................................................................................... 9.9 Зависимость «напряжения – деформации» ................................................. 9.10 Фрикционные свойства................................................................................ 10. Уплотнители из металлов и их сплавов ............................................................ 11. Уплотнения из пластических масс .................................................................... 12. Расчет элементов пакера..................................................................................... 12.1 Расчет на прочность основных деталей ..................................................... 12.1.2 Расчет прочности обсадной колонны..................................................... 12.1.3 Сила трения пакера о стенку обсадной колонны ................................... 4 12.2 Расчет основных деталей............................................................................. 12.2.1 Расчеты, подтверждающие работоспособность конструкции.............. 12.3 Расчет скорости падения НКТ .................................................................... 12.3.1 Расчет узла сопряжения пакера-отсекателя на статическую прочность ................................................................................................................... 12.3.2 Расчет бурта при динамической нагрузке .............................................. Библиографический список...................................................................................... Приложения ............................................................................................................... 5 Введение В процессе бурения скважин, цементирования обсадных колонн, испытания и освоения продуктивных горизонтов, а также их эксплуатации возникает необходимость постоянного или временного разобщения скважин на отдельные участки. Наиболее прогрессивной является технология разобщения пластов и изоляции обсадных колонн с помощью пакерных устройств. Например, доведение тампонирующей смеси до зоны поглощения через бурильные трубы, на конце которых установлен пакер, на 40-60% сокращает затраты времени и в 1,5-2,0 раза уменьшает расход материалов по сравнению с ранее применявшейся технологией, которая осуществляется без применения пакерных устройств. Применение пакеров в горном деле известно давно. В нефтяной промышленности, на ранних этапах развития, их применяли, в основном, для изоляции верхних вод, проникающих в скважину через дефекты обсадной колонны. В процессе инженерно-геологических и гидрогеологических изысканий пакеры использовали при производстве опытных закачек жидкости с целью исследования скважин. Эти пакеры, работавшие на небольших глубинах при малых перепадах давлений, отличались простотой конструктивного исполнения и технологической схемы создания уплотнения. За последние годы в разведочном и эксплуатационном бурении скважин достигнуты заметные успехи как в области конструктивного решения и технологии применения пакеров, так и в области теоретических исследований их работоспособности. 6 1 Классификация пакеров В связи с ростом глубин скважин, расширением целей и задач разобщения пластов и колонн возросли нагрузки на уплотнительный элемент пакеров, стали более сложными условия их использования и работы. Это привело к разработке большого разнообразия конструкций пакеров, различного принципа действия и конструктивного выполнения. При таком многообразии выбор необходимых типоразмеров пакеров для решения тех или иных задач разобщения, сбора и анализа материалов теоретических исследований и практического применения их без предварительной класификации затруднителен. Одной из первых попыток систематизации конструкции пакерных устройств является классификация, предложенная Ч.Л. Мочульским, в которой пакеры разбиты на четыре группы. 1. Пакеры, эластичный элемент которых деформируется и перекрывает скважину под действием давления, возникающего при набухании злаков, находящихся во внутренней полости уплотнительного элемента. В настоящее время подобные пакеры не применяются. 2. Якорные, или донные, пакеры. В эту группу объединены устройства, уплотнительный элемент которых прижимается к стенкам скважины под действием осевой нагрузки, например, от массы колонны труб, прилагаемой после упора пакера на забой. 3. Стенные пакеры. К этой группе отнесены устройства, деформацию уплотнительного элемента которых производят после фиксации фрикционных плашек о стенки скважины. Стенные пакеры, в свою очередь, разделены на две подгруппы. Первая включает пакеры, фрикционные плашки которых принимают рабочее положение в результате воздействия фрикционных пружин, вторая – фрикционные плашки которых входят в зацепление со стенками скважины после разрушения специального диска грузом, сбрасываемым с поверхности по бурильным трубам. 4. Гидравлические пакеры. Герметизация скважины пакерами этой группой осуществляется деформацией и прижатием уплотнительного элемента к стенкам ствола скважины под действием давления рабочей жидкости, нагнетаемой с поверхности. В.И. Масич и З.И. Захарчук [1], анализируя конструкции и технологические схемы пакеров, применяемых при эксплуатации нефтяных скважин гидро- 7 поршневыми насосами, закачке воды в нагнетательные скважины и гидравлическом разрыве пласта, разработали классификацию, в которой систематизировано большое число конструкций пакеров различного принципа действия. Основными классификационными признаками при этом приняты: способ установки пакера в скважине, способ деформации уплотнительного элемента, способ спуска пакера в скважину и величина перепада давлений, которую он может воспринимать. По способу установки в скважине пакеры разделены: на пакеры с опорой на забой и пакеры без опоры на забой, или так называемые «висячие» пакеры. По способу деформации уплотнительного элемента и герметизации обсадных колонн пакеры разделены на механические и гидравлические. К механическим отнесены все пакеры, уплотнительный элемент которых деформируется от воздействия на него массы колонны труб. К гидравлическим отнесены пакеры, резиновый элемент которых деформируется и герметизирует колонну вследствие перепада давлений, создаваемого сверху или снизу и воздействующего на манжету установляемого пакера. По способу спуска в скважину пакеры разделены: на спускаемые в скважину на трубах и на сбрасываемые. По величине перепада давления пакеры разделены на два типа: на воспринимающие перепад давления до 30,0 МПа и на перепад давления выше 30,0 МПа. В этой классификации предлагается также разделить пакеры по их назначению. По классификации М.А. Абдуллаева [2], пакеры разделены на хвостовые, со шлипсовым упором, перевёрнутые, самоуплотняющиеся и комбинированные. К хвостовым отнесены все виды пакеров, имеющих упор на забои или на уступ в стволе скважины. Пакеры со шлипсовым упором включают конструкции, герметизирующие скважины после создания упора на ее стенку с помощью специального узла, включающего пружины открытого или закрытого типа, соединенные посредством специальных тяг со шлипсами и расположенные под уплотнительным элементом. Основное отличие перевернутых пакеров от шлипсовых – упорный узел расположен над «уплотнительным элементом». Самоуплотняющиеся пакеры характеризуются тем, что уплотнительный элемент их представляет собой колоколообразную манжету, наружный диаметр которой в свободном состоянии превышает диаметр перекрываемой скважины. Поэтому ее прижим к стенкам скважины осуществляется силами упругости ма- 8 териала манжеты (резины), а герметизация происходит автоматически, так как под воздействием перепада давлений степень прижатия манжеты к стенкам скважины увеличивается. Комбинированные пакеры представляют собой сочетание самоуплотняющихся пакеров с пакерами, опирающимися на стенку скважины. Существует также классификация, по которой пакеры разделены на механические, гидравлические, гидравлико-механические и разбуриваемые. К механическим отнесены пакеры, уплотнительный элемент которых деформируется от воздействия на него массы колонны бурильных труб, а выведение упорного узла в рабочее положение производят вращением инструмента или извлечением груза, который удерживает упорный узел в транспортном положении при спуске пакера в скважину. У гидравлических пакеров резиновый элемент деформируется в результате воздействия перепада давления, создаваемого через бурильные трубы вследствие нагнетания промывочной жидкости при перекрытом проходном канале пакера. Гидравлико-механические пакеры объединяют те типоразмеры, у которых резиновый элемент деформируется от воздействия перепада давлений и массы колонны бурильных труб или у которых упорный узел выводится в рабочее положение воздействием перепада давления промывочной жидкости, а сжатие резинового уплотнителя достигается воздействием массы колонны бурильных труб. К группе разбуриваемых отнесены пакеры, которые оставляют в скважине на период твердения тампонирующей смеси, а затем их разбуривают вместе с цементным мостом. Разработана классификация пакеров, используемых при установке разделительных мостов в скважинах на нефть или газ, согласно которой разобщающие устройства которых разделены на три вида в зависимости от назначения мостов: 1. Мост из твердеющего состава, не ограниченный ни сверху, ни снизу. 2. Короткий мост из твердеющего состава, залитый на предварительно созданное уплотнение. 3. Уплотнение пакера без наличия в нём твердеющего состава. В свою очередь разобщающие уплотнения разделены на: - уплотнения со стопорными механизмами, включающими устройство сцепления со стенками обсадной колонны и уплотнительный элемент; - уплотнения с использованием сжимаемого, расклиниваемого или раздувающегося эластичного элемента; 9 - уплотнения из эластичных тампонов, перекрывающих скважину за счет упругих сил эластичного материала при частичном использовании принципа самоуплотнения; - уплотнения из твердого материала, перекрывающие скважину, вследствие создаваемых необратимых деформаций твердого тела в месте перекрытия (в некоторых случаях возможно размещение эластичной подушки между деформируемым твердым телом и стенкой обсадной трубы). Однако, ни одна из приведенных классификаций не нашла широкого распространения. Это объясняется, по-видимому, тем, что предложенные классификации затрагивали, как правило, конструкции пакеров, предназначенных для выполнения какой-либо одной из конкретных задач разобщения (изоляция зон поглощения промывочной жидкости, установка разделительных мостов, гидравлический разрыв пласта и т. д.). С другой стороны, в основу этих классификаций закладывали недостаточно убедительные, чисто внешние признаки (способ создания нагрузки на уплотнительный элемент и т. д.). В результате этого предложенная группа мало характеризовала принцип действия пакера, работу его уплотнительного элемента, от надежности которого в основном зависит качество герметизации скважины. Так, например, в некоторых работах механический пакер ПМ-1 и пакер гидравлического действия типа ГП1-8 ТатНИИ по способу создания нагрузки на уплотнительный элемент отнесены к различным группам. Однако кольцевой зазор как в одном, так и в другом типе пакерующих устройств герметизируется одинаково, за счет осевого сжатия полого резинового цилиндра и его прижатия к стенкам скважины. Только в первом случае резина деформируется под действием массы труб, а во втором – под действием перепада давления прокачиваемой жидкости, передаваемого резиновому элементу через нажимную втулку-поршень. Надежность разобщения в обоих случаях при прочих равных условиях одинакова и зависит от работоспособности герметизирующего элемента. Более совершенной является классификация В.А. Сафина и Г.В. Грина [3], в основу которой положена классификационная схема В. Грина. Согласно схеме В.А. Сафина, пакеры разделены на типы в зависимости от способа снятия их с места установки. Этот классификационный признак, безусловно, заслуживает внимания и обязательно должен учитываться. Однако он не является определяющим, так как способ снятия пакера с места установки – чисто внешний признак. При этом не учитывается конструкция пакера, принцип его действия и т. д. 10 В случае разделения пакеров по способу управления посадкой очень подробно представлен механический способ управления посадкой (нагружаемые, натяжные, осевые и поворотные пакеры), что не является определяющим, так как характер нагрузки у них одинаков. Электрический способ – также непревалирующий вследствие того, что электрический импульс используют для взрыва заряда ВВ, для посадки взрывного пакера давлением газов, а вакуумного – давлением столба промывочной жидкости. Разделение пакеров по типу упора в работе В.А. Сафина выполнено слишком подробно, но недостаточно четко и последовательно. Например, для одних пакеров показан тип упора, удерживающий их от смещения как вниз, так и вверх (шлипсовые, трубные и др.), а для других – только вниз (прижимные, хвостовые). Число каналов и тип дополнительных устройств выделять в самостоятельные классификационные признаки нецелесообразно, поскольку это усложняет шифр пакера, делает его малопригодным в практическом использовании. Кроме того, в классификации В.А. Сафина не отражены песчаные пакерякори конструкции ГрозНИИ, ледяные пакеры УкрГипроНИИнефть, пакеры с пластмассовыми уплотнителями конструкции СевКавНИИ. Таким образом, имеющиеся классификации пакеров недостаточно полно отражают современный уровень разработок конструкций и типоразмеров пакеров, усложняют выбор необходимых конструкции, приводят к затруднениям при чтении технической литературы, сборе и анализе информации. Авторы работы [3] предлагает классификацию пакеров, составленную на основе учета их достоинств и недостатков. Классификация – итог анализа конструкции и технологических особенностей установки пакеров, применяемых при бурении, испытании, освоении, эксплуатации и ремонте скважин, сооружаемых в нефтяной и газовой промышленности, при разведке твердых полезных ископаемых в горном деле. В основу разработанной классификации положено два вида признаков. Первый из них, устанавливающий связи между отдельными типами, раскрывает конструктивные особенности, принцип действия пакеров и показывает их потенциальные возможности. Второй определяет место отдельной конструкции в общей системе и характеризует вспомогательные (внешние) особенности, общие для многих типов пакеров. Пример такой классификации приведён в таблице 1. Таблица 1 – Техническая характеристика пакеров ПН-ЯГМ-118-210 ПН-ЯГМ-122-210 ПН-ЯГМ-136-210 ПН-ЯГМ-140-210 ПН-ЯГМ-145-210 ПН-ЯГМ-118-210 ПН-ЯГМ-136-210 Наружный диаметр пакера, мм ПН-ЯМ-136-210 Показатели ПН-ЯМ-118-210 Пакер 118 136 118 122 136 140 145 118 136 Рабочее давление, МПа 21 62 62 76 62 76 Размеры присоединительной труб, ГОСТ-633-80, мм 73 73 89 73 89 140; 146 178 118 2000 70 136 2215 110 резьбы Скважинная среда Температура скважинной среды, °С, не более Условный диаметр эксплуатационной колонны труб, ГОСТ632-80, разобщаемой пакером, мм Габаритные размеры, мм: - диаметр - длина Масса, кг Нефть, газ, газоконденсат и пластовая вода 120 140; 146 168; 178 140; 146 146 168 118 2170 55 136 2260 70 118 122 136 47 60 1655 46 168; 178 140 1880 64 178 145 68 11 Диаметр проходного отверстия, мм 12 Пакеры с учетом принципа действия и конструктивных схем разделены на следующие типы: СВ – пакеры сжатия, работающие под действием внешних сил; СУ – пакеры сжатия, работающие под действием упругих (внутренних) сил; НД – надувные пакеры; НМ – намывные пакеры. В зависимости от материала, из которого изготовлен уплотнительный элемент, каждый тип пакера разделен на классы: Р – резиновые, М – металлические, П – песчаные, Л – ледяные, Ф – пластмассовые (фторопластовые и др.). К пакерам типа СВ отнесены все пакеры, которые герметизируют кольцевой зазор вследствие осевого сжатия уплотнительного элемента, при создании дополнительной нагрузки после прижатия его к стенкам скважины всеми известными в настоящее время способами (массой колонны бурильных труб, усилием ходового винта, возникающим при вращении колонны, давлением закачиваемой или находящейся в скважине жидкости, давлением газов, образующихся при взрыве заряда ВВ и т. д.). Уплотнительный элемент пакеров этого типа представляет собой полый цилиндр или набор из нескольких цилиндров. Отличительной особенностью пакеров СУ является то, что диаметр их уплотнительного элемента в свободном состоянии превышает диаметр перекрываемой скважины. Поэтому уплотнительный элемент за счет упругих сил при открытом варианте спуска оказывается сразу прижатым к стенкам скважины (например пакер ПС-500) или прижимается к внутренней поверхности труб после смещения предохранительного кожуха при закрытом варианте спуска (например пакер СТС и АзНИИ1"). Герметизация происходит автоматически, так как при повышении давления в скважине с одной из сторон от установленного пакера увеличивается степень прижатия уплотнительного элемента к стенкам скважины (например пакер ПС-500) или он прижимается к трубам после смещения предохранительного кожуха при закрытом варианте спуска (например пакер СТС и АзНИИ1"). Герметизация происходит автоматически, так как при повышении давления в скважине с одной из сторон от установленного пакера увеличивается степень прижатия уплотнительного элемента к стенкам скважины. К надувным пакерам НД отнесены пакеры, герметизирующий элемент которых представляет собой оболочку, закрепленную на корпусе или выполненную заодно с ним. При этом оба ее конца или один неподвижны. Разобщение скважины достигается растяжением и прижатием оболочки к стенкам скважины под действием избыточного давления закачиваемой или находящейся в скважине жидкости, а также давления газов, образующихся при взрыве заряда ВВ. 13 Намывные пакеры НМ создают уплотнение в результате намыва и оседания песка в кольцевом зазоре между стенками скважины и колонной насоснокомпрессорных или бурильных труб. Твердеющие пакеры ТВ создают уплотнение в скважине вследствие замораживания скважинной жидкости в кольцевом зазоре сжиженным газом. Поскольку намывные и твердеющие пакеры представлены пока лишь единичными конструкциями, в настоящее время нет необходимости выделять их в классификационной таблице. Из вспомогательных (внешних) признаков в классификации учтены: способ спуска в скважину; способ снятия с места установки; способ создания нагрузки на уплотнительный элемент (при этом учитываются способы создания нагрузки для возникновения опоры на стенку скважины деформации уплотнительного элемента); тип упора. По способу спуска пакеры подразделяются: Т – пакеры, спускаемые на трубах; К – пакеры, спускаемые на кабеле (тросе). По способу снятия: И – извлекаемые (поднимаются из скважины вместе с колонной труб, после окончания процесса, например изоляции зоны поглощения), С – съемные (остаются в скважине, при необходимости извлекаются без разбуривания деталей); Р – разбуриваемые (остаются в скважине на месте установки, при возврате на нижележащий горизонт разбуриваются). По способу создания нагрузки: - М – механические, у которых деформация уплотнительного элемента осуществляется за счет механической нагрузки (вес колонны труб, их натяжка, вращение и т. п.), а опора на забои осуществляется с помощью хвостовика; - ГМ – гидромеханические, у которых шлипсовый узел, обеспечивающий опору пакера на стенку скважины, приводится в рабочее положение повышением давления жидкости в колонне труб, а деформация уплотнительного элемента (прижатие к стенкам скважины) происходит под действием механической нагрузки (массы труб, их натяжки, вращения и т.д.); - МГ – механико-гидравлические (рабочее положение шлипсовый узел занимает под действием механической нагрузки, а уплотнительный элемент деформируется под действием гидравлических сил в трубах); - Г – гидравлические, 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; 14 - X – химические (прижатие уплотнительного элемента осуществляется за счет энергии, выделяющейся в результате химического взаимодействия веществ, например при взрыве заряда ВВ); - П – пневматические, у которых уплотнительный элемент прижимается к стенкам скважины в результате использования энергии сжатого воздуха. По типу упора пакеры разделены следующим образом: с опорой на забои через хвостовик; с опорой на стенку скважины посредством шлипсового узла; без опоры на забои и стенку скважины. Пакеры с опорой на забои через хвостовик отличает простота конструкции и технологии их установки. Недостатки: - необходимость в дополнительных трубах для хвостовой опоры, - создание искусственного забоя при значительном удалении места установки пакера от забоя скважины, - осложнения в скважине вследствие слома или изгиба хвостовика при значительных нагрузках, возникающих в процессе герметизации скважины и проведении технологических процессов, - прихваты хвостовика в результате обвала стенок скважины или образования песчаных пробок, - осложнения в процессе спуска в искривленные стволы скважины. Отмеченные недостатки значительно сузили области применения таких пакеров. Наибольшее распространение в настоящее время они получили в комплектах испытательных инструментов, применяемых при опробовании продуктивных горизонтов нефтяных и газовых скважин и водоносных пластов гидрогеологических скважин. Преимуществом пакеров с опорой на стенку скважины посредством шлипсового упора является то, что на их работоспособность не влияет образование песчаных пробок, обвалы стенок скважины ниже места их установки, так как для своей работы они не требуют хвостовой опоры. Несмотря на некоторое усложнение конструкции, эти пакеры являются наиболее перспективными из пакеров сжатия типа СВ, что подтверждается широкой областью их применения, например при гидравлическом разрыве пласта, нагнетании воды в пласты, изоляции зон поглощения промывочной жидкости, установке разделительных мостов взамен цементных и т. д. Пакеры без опоры на забои и стенку скважины лишены отмеченных выше недостатков, поэтому этот способ создания упора используется во всех типах пакеров. 15 По предлагаемой классификации извлекаемый механический пакер, используемый, например, при изоляции зон, поглощения промывочной жидкости, имеет буквенное обозначение СВ-РТИ-М2 и расшифровывается так: пакер сжатия под воздействием внешних сил с резиновым уплотнительным элементом, спускаемый в скважину на трубах, извлекаемый, механического действия с опорой на стенку скважины. Устройство, герметизирующее ствол, предназначенное для установки разделительных мостов вместо цементных, обозначается СУ-РКР-ГЗ и означает: пакер сжатия под воздействием упругих (внутренних) сил с резиновым уплотнительным элементом, спускаемый в скважину на кабеле, разбуриваемый, гидравлического действия без опоры на забои и стенку скважины. Таким образом, приведенная классификация позволяет судить о принципе действия пакера (типе пакера), его потенциальных возможностях (класс пакера), конструктивных и технологических особенностях, а также позволяет предварительно определить оборудование, необходимое для проведения изоляционных работ. 2 Условия работы и их влияние на выбор материалов и конструктивное исполнение пакеров При разработке конструкции и определении эксплуатационных параметров пакеров учитываются условия их работы, которые характеризуются: - наличием в скважине жидкости различной структурной вязкости, химического состава, с включениями твердых фракций; - величиной кольцевого зазора между пакером и стенкой скважины; - удалением места установки пакера от забоя; - температурой окружающей среды; - величиной перепада давлений; - кривизной ствола скважины. 2.1 Наличие жидкости в скважине Процесс сооружения скважин в зависимости от их назначения, геологических и горнотехнических условий сопровождается применением различных промывочных агентов. Кроме того, в результате эксплуатации скважина оказывается заполненной извлекаемым жидким или газообразным веществом. Поэтому в течение производства изоляционных работ, когда требуется 16 герметичное разобщение скважины на отдельные участки, при установке пакеров могут быть ситуации, когда скважина заполнена: - аэрированными жидкостями или пенами, аэрированными цементными растворами; - промывочными жидкостями на углеводородной основе, эмульсионными или солевыми растворами; - меловыми растворами или естественными суспензиями, обработанными различными химическими реагентами; - глинистыми растворами различной плотности, обработанными УЩР (углещелочной реагент), ТЩР (торфощелочной реагент), ССБ (сульфитспиртовая барда), КССБ (конденсированная сульфитспиртовая барда), КМЦ (карбоксилметилцеллюлоза), хроматами натрия и калия и другими реагентами или их комбинациями; - чистой технической или минерализованной водой, нефтью, газом. Кроме того, технологией проведения отдельных видов работ (гидравлический разрыв пласта, изоляция зон поглощении промывочной жидкости и т. д.) предусматривается прокачивание цементного раствора, всевозможных смол, паст, кислот разнообразного химического состава, пульпы со значительными включениями твердой фракции различного размера, горячей воды, пара, газов и др. Физико-механические свойства и количество прокачиваемой через пакер жидкости влияют на их конструкцию, выбор материалов для изготовления отдельных узлов и деталей, характер спуска пакера в скважину. Входящие в состав жидкостей утяжелители глинистых растворов, химические реагенты, частицы выбуренной породы, песок при истечении приводят к интенсивному износу корпусов пакеров, технологических отверстий в них, ухудшают работу уплотнительных узлов, перемещающихся относительно друг друга деталей. Поэтому в процессе разработки конструкции пакеров необходимо стремиться свести до минимума гидравлические сопротивления при прохождении прокачиваемых жидкостей, подбирать износостойкие материалы или производить их технологическую обработку с целью повышения стойкости к абразивному износу. Наличие углеводородной основы в скважинной жидкости может приводить к набуханию, а затем и к разрушению резины, применяемой в качестве уплотнительного элемента пакеров, а также прокладок уплотнительных узлов отдельных деталей пакеров. Это обстоятельство требует выбора соответствующих марок резин, стойких к нефти и продуктам ее переработки. 17 Возможны другие характерные особенности при наличии в скважине промывочной жидкости, обусловленные, прежде всего, его тиксотропными свойствами. В практике отмечены случаи, когда при одинаковом состоянии скважин, заполненных глинистым раствором, в одной из них спуск испытательных инструментов (ИИ) проходит беспрепятственно, а в другой оказывается невозможным. Возникает вопрос, почему спуск двухсекционного турбобура с долотом проходит без посадок, а пакер, имеющий такой же, как турбобур, диаметр и в 15 раз меньшую длину, спустить до намеченной глубины не удается? Эти кажущиеся, на первый взгляд, парадоксальными факты объясняются состоянием глинистого раствора в скважине, конструктивными особенностями пакера и свойствами его резинового элемента. В самом деле, некоторое время между подъемом бурильной колонны и спуском ИИ глинистый раствор в скважине неподвижен. При этом формируется структура раствора, прочность которого нарастает, приближаясь к предельной величине. В течение всего времени нахождения глинистого раствора в покое продолжается фильтрация, вследствие которой увеличивается толщина глинистой корки и против проницаемых пластов возрастает содержание твердой фазы в растворе, причем это содержание будет наибольшим в слоях раствора, находящихся у стенки скважины. В результате образуется переходная зона от глинистой корки к гелю. При движении пакера в такой среде возникает существенный перепад давлений между подпакерным и надпакерным пространствами, в результате чего уплотнительный элемент пакера, будучи неуравновешенным, сжимается. Если в момент начала сжатия продолжается движение с такой же или большей скоростью, то в интервале залегания проницаемых пластов пакер раскрывается. 2.2 Влияние величины кольцевого зазора между пакером и стенкой скважины Величина кольцевого зазора существенно влияет на конструкцию пакеров, выбор эксплуатационных параметров, работоспособность и срок их эксплуатации, особенно в скважинах с открытым стволом. Поэтому выбор оптимальной величины этого зазора был предметом исследований многих авторов и не случайно. Дело в том, что чем больше величина кольцевого зазора, тем лучше проходимость пакера в скважине, тем больше может быть скорость его спуска без каких-либо осложнений в скважине. Но в этом случае резко снижается работоспособность пакера. Резина уплотнительного элемента, как установлено практикой применения и стендовыми испытаниями, у пакеров 18 сжатия типа СВ под действием предварительной сжимающей нагрузки и действия перепада давлений затекает в кольцевой зазор и нередко разрушается. Это приводит к нарушению герметизации, застреванию пакеров, вызывает значительные нагрузки при снятии с места, повторные спуски пакеров. С уменьшением величины кольцевого зазора работоспособность пакера повышается, но он становится чувствительным к колебаниям диаметра скважины, застревает на выступах стенок скважины. Кроме того, небольшой кольцевой зазор между пакером и стенкой скважины повышает гидродинамическое давление до величин, вызывающих гидравлический разрыв пластов, что может привести к новым осложнениям – поглощениям промывочной жидкости. В случае подъема пакеров из скважины наблюдается эффект поршневания. Широкое внедрение испытателей пластов КИИ-ГрозУфНИИ, в комплект которых входят пакеры сжатия СВ-РТИ-М1, вызвало поиск оптимальных значений величины кольцевого зазора. В первых технических руководствах и наставлениях по применению испытательных инструментов рекомендовали выдерживать постоянство величины зазора ∆D, мм, из соотношения: ДD = Dскв - Dпак , где Dскв – диаметр скважины, мм; Dпак – диаметр пакера, мм Г.Д. Сухоносов [4], изучающий вопрос выбора диаметра пакера в открытом стволе, пришел к выводу, что величина ∆D не характеризует с достаточной надежностью ни проходимость пакера, ни его работоспособность (устойчивость). Устойчивость работы пакера и его проходимость более надежно характеризуются отношением k: D k = СКВ * к , DПАК где k – коэффициент увеличения с целью повышения проходимости пакера, k = 1,15-1,2 На основе данных по применению пакеров при опробовании продуктивных горизонтов в открытых стволах в разведочных скважинах на территории Волгоградской области, Г.Д. Сухоносов [4] предлагает выбор диаметра пакера в нормальных условиях производить из следующего соотношения: D 1,1 ≤ СКВ ≤ 1,16 . DПАК 19 Вопрос о рациональном диаметре пакера решали путем выяснения изменения гидродинамического давления в зависимости от зазоров между стенками скважины и пакером. При выводе формулы гидродинамического давления, Рr, МПа, учитывали, что величина его обусловлена движением цилиндрического тела в жидкости и динамическим сопротивлением глинистого раствора: 0,00204vпl0 n0 2 1 2 фl 0 0 pr = k + 4k + + , 2 3 r1 (k +1)(k - 1) r1(k - 1) где vn – скорость спуска пакера, м/с; l0 – длина пакера,м; n0 – абсолютная динамическая вязкость промывочной жидкости, МПа; r1 – радиус пакера, м; k – отношение диаметра скважины к диаметру пакера; τ0 – динамическое напряжение сдвига глинистого раствора, МПа. На основании последней формулы получили зависимость pr от k и определили оптимальное значение kоп, превышение которого приводит к незначительному уменьшению гидродинамического давления, в то время как его уменьшение на ту же величину приводит к резкому увеличению pr. Оптимальное значение отношения диаметра скважины к диаметру пакера определено между 1,10 и 1,12 и принимается в расчётах 1,15. Исходя из этого, диаметры пакеров, используемых к испытателю пластов в зависимости от диаметра скважины, приведены в таблице 2. Таблица 2 – Рекомендуемое соотношение диаметров пакеров в зависимости от диаметров скважин Диаметр скважины, мм 75 85 97 119 Диаметр пакера, мм 67,3 76,2 87 106,7 145 190 214 245 269 298 130 170,3 192 219,5 241 267 На основании расчетов рекомендовано отношение диаметра скважины к диаметру пакера для эксплуатационных колонн принимать равным 1,09; для технических – 1,08. Достоверность теоретических предпосылок К.Г. Багирова и А.А. Гукасяна [5] подтверждена экспериментальными работами. 20 Удовлетворительная сходимость результатов приведенных исследований дает основание рекомендовать их для практического использования при работе с пакерами сжатия типа СВ. Резиновые надувные пакеры с этой точки зрения исследованы меньше. В нашей стране разработкой этих пакеров практически начали заниматься около 40 лет назад. Первые опытные образцы были созданы в результате совместных научно-исследовательских и опытно-конструкторских работ ВНИИБТ и НИИРП, диаметром 168 мм и предназначались для испытателей пластов нефтяных и газовых скважин, бурящихся 190 и 214-мм долотами. В лабораторных условиях, как отмечает А.М. Ясашин в работе [6], указанные пакеры обеспечивали герметичное разобщение в металлической трубе стенда при перепадах давлении до 23 МПа. В промышленных условиях герметичной пакеровки также достигали в скважинах диаметром 190 и 214 мм. При этом величина отношения диаметра скважины к диаметру пакера доходила до 1,29. В этих условиях хорошую проходимость испытателя пластов наблюдали даже с двумя пакерами. Еще свободнее был спуск инструмента в компоновке с одним гидравлическим уплотнительным элементом без предварительной подготовки скважины. Поскольку с увеличением k резко возрастает нагрузка на уплотнительный элемент при действии перепада давления, то слишком большие зазоры между скважиной и корпусом пакера могут привести к чрезмерному усложнению конструкции пакера. Поэтому для скважин, бурящихся 190, 214, 243-мм долотами, целесообразно отношение диаметра скважины к диаметру пакера подбирать в пределах 1,15-1,4, причем нижний предел соответствует меньшему диаметру скважины, а верхний большему. При таких значениях коэффициента пакер одного типоразмера обеспечивает герметичное разобщение стволов скважин трех размеров, т.е. если Dпак = 168 мм, то при Dскв = 190 мм k = 1,15; при Dскв = 215 мм k = 1,27 и при Dскв=243 мм k=1,4. Для скважин большого диаметра в работе Ясашин рекомендует применять пакер большого диаметра. Аналогичные рекомендации по надувным пакерам приняты и в практике испытания пластов в процессе бурения скважин за рубежом [7]. 2.3 Влияние места установки пакера от забоя Влияние степени удаленности места установки пакера от забоя на работоспособность уплотнительного элемента изучено в работе И.Б. Хейфеца [8], в которой на примере нефтяных месторождений Украины и Белоруссии проана- 21 лизированы материалы практического применения пакеров в комплекте с КИИГрозУфНИИ. Результаты анализа приведены в таблице 3. Таблица 3 – Влияние глубины установки пакера на его работоспособность Объединение Белорусьнефть Укрзападнефтегаз Укрвостокнефть Удаление от забоя, м 20-40 40-60 60-80 80-100 100-120 0-100 100-200 200-300 300-400 400-500 20-40 40-60 60-80 80-100 100-120 %, пакеров неразрушенные поврежденные 21,5 47 20 8 1,5 49 37 8 4 2 28 36 36 - разрушенные 30 40 19 10 1 35 44 8,5 4 8,5 11 11 24 30 24 И.Б. Хейфец сделал вывод, что в условиях устойчивых пород (объединение «Белорусьнефть», «Укрзападнефтегаз») снижение работоспособности пакеров наблюдается, когда удаление места установки пакера от забоя превышает 200 м. В неустойчивых породах («Укрвостокнефть») влияние удаленности места установки пакера от забоя подчеркивается более наглядно. Если до 60 м число разрушений уплотнительного элемента составляет 22%, то остальные 78% наблюдаются в интервале 60-120 м. Отсюда следует, что фактор удаления места установки пакеров в глубоких скважинах необходимо учитывать и в других районах страны. 2.4 Влияние температуры окружающей среды Температура первых 30 м земной коры подвержена сезонным колебаниям, которые с ростом глубины увеличиваются. Однако степень роста темпера- 22 тур в различных районах неодинакова, и поэтому на одних и тех же глубинах температура может быть различной. Интенсивность нарастания температур с глубиной характеризуется геотермическим градиентом Г, °С/100 м, который определяют по методике [9] из зависимости: Г = gε , где g – плотность теплового потока земли; ε – удельное тепловое сопротивление горных пород. Величину геотермического коэффициента вычисляют обычно как изменение температуры пород при углублении на 100 м: 100(и2 - и1 ) Г100 = L2 - L1 где θ1, θ2 – температуры горных пород в °С, замеренные, соответственно, на глубинах L1 и L2. Величину, обратную геотермическому градиенту, называют геотермической ступенью: 1 G= . gе Геотермическая ступень показывает расстояние в метрах, на протяжении которого температура изменяется на 1°С. В таблице 4 приведены средние температуры, геотермические ступени и градиенты различных районов России для интервала глубин 100-1000 м. В некоторых районах проявляются местные аномально резкие изменения глубин изотерм, которые объясняются не только теплопроводностью пород, но и влиянием циркуляции подземных вод, тектоники, физико-химических процессов, водных масс и других факторов. Так, например, высокие температуры в Октябрьском районе (Грозный), достигающие t = 100°С и больше на глубинах около 1000 м, объясняются движением подземных вод. Так же объясняются и низкие значения геотермической ступени в районе Ставрополя. Из анализа таблицы 4 следует, что в скважинах глубиной до 800-1000 м (основной диапазон глубин геологоразведочных скважин на твердые полезные ископаемые, гидрогеологических скважин для сельскохозяйственного и промышленного водоснабжения) влиянием температуры окружающей среды практически можно пренебречь, так как при температуре до +50°С резина, как основной материал для изготовления уплотнительных элементов пакеров, не изменяет своих свойств. 23 Таблица 4 – Средние значения геоступени и геотермического градиента для интервала глубин 100-1000 м Средняя температура на глубине 1000 м, °С 90,7 Средняя геоступень, м/°С Средний геотермический градиент, °С/100 м 12,0 8,3 Дагестанская 55,6 21,4 4,7 Майкопский район 50,4 25,1 4,0 Апшеронский полуостров 47,2 27,4 3,6 Западное Предкавказье 41,9 31,6 3,2 Гурьевская область 41,4 33,3 3,0 Западная часть Украины 31,4 42,9 2,3 Донбасс 39,6 32,2 3,1 Кривой Рог 19,5 112,5 0,9 Нижнее Поволжье 28,6 49,3 2,0 Самарская Лука 24,8 64,3 1,6 Башкирия 18,4 82,6 1,2 Белоруссия (Полесье) 23,4 86,5 1,2 Камское Приуралье 17,4 88,2 1,1 Район Чечено-Ингушетия В интервале 100-1000 м В скважинах большой глубины с забойными температурами приходится считаться. Уже сейчас во многих нефтяных районах страны бурятся скважины, в которых температура на забое достигает 200°С и более. Это необходимо учитывать при конструировании и расчёте отдельных узлов пакеров, особенно его уплотнительных элементов, которые в этом случае изготавливаются из прорезиненного и прографиченного асбеста и работают в средах с температурой до 300-400°С. 2.5 Влияние величины перепада давлений Рассмотрение этого вопроса преследует цель оценить величины перепадов давлений, возникающих при выполнении технологических операций после герметизации скважин, воспринимаемых пакером. По своему характеру эти операции схематично можно представить: 24 - вызов притока из пласта (снижение давления на пласт); - нагнетание жидкости в пласт. Исходя из этого, перепады давлений на пакеры в первом случае будут возникать за счет снижения гидростатического давления, в другом – за счет его повышения. Вопрос о необходимой величине осевых нагрузок, для деформации уплотнительных элементов пакеров, рассмотрен ниже. 2.6 Влияние кривизны ствола скважины При бурении вертикальных скважин вращательным способом ствол, как правило, искривляется. Интенсивность искривления зависит от ряда причин геологического, технического и технологического характера и влияет на вписываемость пакера в ствол скважины. Если искривление незначительно и пакер свободно вписывается в ствол, то им можно пренебречь и считать скважину практически вертикальной (угол искривления составляет до 5°С). При значительном искривлении, когда пакер свободно (без изгиба) не вписывается в искривленный ствол, может произойти его заклинивание в скважине или под действием изгибающего момента заклинивание взаимно перемещающихся деталей, что нарушает работоспособность пакера, вызывает его повреждение. Зная радиус кривизны скважины и считая, что пакер в скважину опускается на гибкой системе, определим условия вписываемости пакера в искривленный ствол. На рисунке 1 показана схема предельного свободного вписывания пакера, при котором пакер в точках А и С касается нижней части ствола скважины, а в точке В верхней. Из прямоугольного треугольника DOC, образованного сторонами DO,OC BDC, следует DC2=OC2-DO2 Подставив соответствующие значения, получим DO = D'O-D'D = R-S l DC = OC = R 2 l2 = R 2 - ( R - S )2 , 4 или l = 2 2 RS - S 2 . 25 l – длина пакера; R – радиус участка скважины; D – диаметр скважины; d – диаметр пакера. Рисунок 1 – Схема предельного свободного вписывания пакера 26 Учитывая, что величина S2 практически не влияет на результат по определению длины пакера, ею можно пренебречь. Тогда формула по определению длины пакера примет вид: l = 2 2 RS . Анализ выражения показывает, что чем больше радиус кривизны ствола скважины, тем большую длину пакера свободно можно опустить в скважину. И наоборот, уменьшение радиуса кривизны скважины ограничивает длину спускаемого пакера. Это обстоятельство необходимо учитывать особенно при использовании пакеров с жесткой хвостовой опорой (например в испытателе пластов КИИ-ГрозУфНИИ) и пакеров, спускаемых в скважину на кабеле. Существует ряд конструкций пакеров, для которых изгиб в пределах упругой деформации не влияет на их работоспособность. В этом случае пакер можно спускать в изогнутом состоянии. Минимально допустимый радиус искривления ствола скважины в этом случае определяется по формуле: R= где Dпак E , 2у t Dпак – диаметр пакера, м; Е – модуль упругости материала пакера, МПа; σt – предел текучести материала корпуса пакера, МПа. Таким образом, применение пакеров в искривленных стволах скважин сопряжено с некоторыми особенностями, которые необходимо учитывать как в процессе разработки конструкции, так и при их эксплуатации. В ряде случаев, очевидно , может потребоваться включение в компоновку искривленных узлов, обеспечивающих наиболее благоприятные условия вписываемости пакеров. Кроме того, в случае спуска испытателя пластов с пакером СВ-РТИ-М1 в скважины с наклоном 0,5-2° он прижимается к одной из нижележащих стенок. Поскольку после разобщения скважины пакер полностью перекрывает весь ствол скважины, то процесс деформации резинового элемента происходит эксцентрично. Через образовавшийся в виде полумесяца зазор, максимальная величина которого достигает величины Dскв – Dпак, резина под действием нагрузки затекает под опору пакера. При снятии пакера резина остается заклиненной и в процессе расхаживания часто отрывается. Для устранения этого явления предлагается металлическую опору пакера изготовлять с центрирующими ребрами. Опыт применения таких пакеров показал эффективность этой рекомендации. 27 3 Испытание продуктивных горизонтов нефтяных и газовых скважин Для получения притока из перспективных пластов, изолированных пакером, входящим в комплект КИИ-ГрозУфНИИ, от остальной части скважины, создают различной величины депрессию, которая в зависимости от типа коллектора может приближаться по величине к пластовому давлению или даже равняться ему. Вопрос о величине депрессии на пласт рассмотрим, следуя в основном работе [10]. Так, например, в Башкирии испытания проводят при депрессиях на пласт 15,0-20,0 МПа. В Ставропольском крае, который по масштабам и результатам применения ИП является одним из ведущих районов в нашей стране, продуктивные пласты нижнемелового возраста, вскрываемые в большинстве случаев на глубине 3000-3800 м на глинистом растворе плотностью 1250-1300 кг/м3, испытывают при небольших депрессиях на пласт (10,015,0 МПа). При этом время выдержки на притоке колеблется в пределах 1060 минут, в зависимости от интенсивности притока. Отмечаются случаи, когда депрессию доводят порой до 25,0-30,0 МПа. В Белоруссии и на Украине продуктивные горизонты испытывают в основном на скважинах глубиной 2000-4000 м и более. При этом депрессии на пласт достигают величин 27,0-30,0 МПа. В общем случае величину создаваемой при испытании перспективных горизонтов депрессии на пласт рпл , МПа, следует определять по формуле ∆р пл = р пл − hр ж , где рпл – пластовое давление, МПа; h – высота жидкости в бурильных трубах, на которых ИП опускается в скважину, м; рж – удельный вес этой жидкости, Н/м3. При отсутствии точных данных пластовое давление рпл, МПа, в начальный период испытания определяется по выражению рпл = mLрв, где m – средний коэффициент аномального пластового давления, величину которого принимают согласно рекомендациям вышеназванной работы; L – расстояние от поверхности до середины фильтра (пласта), м; рв – плотность воды, кг/м3. Величину рпл, определенную из формулы, нужно учитывать при выборе эксплуатационных параметров пакеров и разработке новых более совершенных конструкций. 28 4 Гидравлический разрыв пласта Гидравлический разрыв пласта – технологическая операция, связанная с закачкой в пласт жидкости гидроразрыва (водные растворы ПАВ с песком) с целью улучшения и восстановления проницаемости блокированной призабойной зоны для беспрепятственной гидродинамической связи пласта со скважиной. Назначение пакера при этой операции – предохранение обсадной колонны от воздействия на неё чрезмерного внутреннего давления. Значения давлении при гидроразрыве в некоторых районах страны приведены в работе [11]. Гидроразрывы пластов с удовлетворительной проницаемостью (50100 мД) в неглубоких скважинах (до 3000 м) успешно проводились при давлениях 29,0-32,0 МПа. В верхнемеловых отложениях объединения «Грознефть» гидроразрывы пластов применяются для обработки трещиноватых коллекторов, при давлениях на устье 25,0-35,0 МПа, а в нижнемеловых отложениях – при давлениях 32,0-40,0 МПа. В объединении «Краснодарнефтегаз» гидравлический разрыв пластов с небольшой приемистостью проводились при устьевых давлениях 30,0-45,0 МПа, а на некоторых горизонтах – при 55,0-60,0 МПа. Совершенствование методов гидравлического разрыва пласта нефтяных скважин, их технологии ставят задачу разработки надёжной конструкции пакеров, которые могли бы успешно работать при давлениях на устье 70,0-100,0 МПа. 5 Изоляция зон поглощений промывочной жидкости Одним из недостатков проведения изоляционных работ через открытый конец бурильных труб, установленных выше кровли поглощающего горизонта, как отмечают В.И. Крылов и Н.И. Сухенко [12], является перемешивание тампонирующей смеси с водой из затрубного пространства, что увеличивает водоцементное отношение тампонирующей смеси, делает ее несхватываемой. Кроме того, данная технология в случае подъема смеси выше колонны бурильных труб приводит к их прихвату. Доведение тампонирующей смеси до зоны поглощения через бурильные трубы, на нижний конец которых установлен пакер, изолирующий в момент продавливания смеси зону поглощения от остальной части скважины, в настоящее время является наиболее прогрессивным способом борьбы с поглощениями промывочной жидкости не только при бурении нефтяных и газовых скважин, но и скважин на твердые полезные ископаемые. 29 По данным данной работы, максимальное давление, действующее на пакер при ликвидации зон поглощений промывочной жидкости тампонирующими смесями, составляет 1,5-2,0 МПа. Очевидно, эту величину можно считать средней расчетной при разработке и применении пакеров. 6 Установка разделительных мостов взамен цементных Этот вид изоляционных работ производится в случаях изоляции нижележащего горизонта от остальной части скважины и встречается при: - испытании разведочных скважин на нефть и газ по методике «снизу вверх»; - установке искусственных забоев для целей искривления скважин; - создания упора при использовании пакеров с опорой на заной и т. д.; - ликвидационном тампонаже геологоразведочных скважин и др. Наиболее сложными являются условия работы разделительного моста в следствие того, что воспринимаемые им нагрузки встречаются при испытании разведочных скважин на нефть и газ под повышенным давлением воды. В этом случае мосты, разобщающие исследуемые горизонты, подвергаются воздействию давления жидкости или газа как сверху, так и снизу. При контрольной опрессовке колонны давление достигает 15,0 МПа, а в ряде случаев – 20,0 МПа. В процессе опробования над пакером снимают часть гидростатического давления, что вызывает воздействие перепада давлений в 10,0-20,0 МПа. При опрессовке перепад давления создает осевую нагрузку, направленную сверху вниз, а в процессе испытания – снизу вверх. Пакеры при опробовании скважин на нефть и газ должны обеспечивать двустороннюю герметичность при перепадах давлений от нуля до 30,0 МПа и закрепление в стволе скважины с усилием, превышающей силу сдвига, действующую на пакер. 7 Нагнетание воды в водоносные горизонты Производится с целью удаления глины со стенок продуктивных пластов скважин на воду. При нагнетании воды в пласт в слабоустойчивые и неустойчивые пески, в гравийно-песчаные отложения в продуктивной части пласта образуются дренажные каналы, которые заполняются более крупными частицами, и после освоения скважины через эти каналы осуществляется основной приток воды. Метод нагнетания воды в пласт при освоении скважины позволяет не только восстановить естественную водоотдачу пласта, но и в какой-то мере 30 увеличить проницаемость и пористость призабойной зоны, вследствие чего увеличивается водоприток к фильтру скважины. Назначение пакеров при проведении работ по данному методу состоит в поинтервальной изоляции отдельных участков водоносного пласта и создании направленных потоков чистой воды на эти промываемые участки. По данным Г.П. Квашнина [13], величина давления нагнетания, зависящая от гидрогеологических, геологических и горнотехнических условий, изменяется от 1,0-2,0 до 9,0-10,0 МПа. В общем случае эту величину (давление на устье скважины, давление нагнетания) Р у , МПа, рекомендуют определять по следующей формуле Ру = 1,6 - 2,0(рп - рпл )+ ∆р , где рп – полное горное давление, МПа; рпл – величина пластового давления, МПа; р – потери давления при прокачивании жидкости по бурильным трубам, МПа. Определение величины давления на устье скважины по этой формуле позволяет правильно выбрать эксплуатационные характеристики применяемых пакеров и учесть величину осевых нагрузок (перепада давлении) при расчете конструктивных параметров разрабатываемых пакеров. 8 Нагнетание жидкости в угольные пласты Производят с целью борьбы с угольной пылью, горными ударами, газовыделениями, внезапными выбросами угля и газа, а также эндогенными пожарами в угольных шахтах. Эффективность этих работ обеспечивается при условии, если на каждую тонну угольного массива будет закачано 20-40 л жидкости, что повышает влажность угля на 2-4%. Вследствие разнообразия методик нагнетания воды в угольные пласты, длины скважин, средств герметизации, времени нагнетания и применяемого оборудования параметры нагнетания изменяются в весьма широких пределах. Так, например, в Донецком бассейне давление нагнетания изменяется от 6,0 до 10,0 МПа, в Кузнецком бассейне эти значения составляют 2,0-13,0 МПа. На основании теоретических и экспериментальных исследований предложена формула для определения величины давления нагнетания р, МПа, в зависимости от скорости нагнетания р = 1666,7 (g-b), где g – скорость нагнетания, м/с; b – эмпирический коэффициент. 31 Для этого уравнения определены следующие граничные условия: b<-3,2х10-2 – пласты не разрушены от горного давления; -3,2х10-2<b<0 – пласты могут быть не разрушены и разрушены (надработаны); b>0 – пласты разрушены от горного давления. При расчете конструктивных параметров пакеров для герметизации скважин в процессе нагнетания воды в угольные пласты величину давления нагнетания р рекомендуется определять по вышеприведённому уравнению. 9 Свойства уплотнителей из резины Исследованием механических свойств резины, идущей на изготовление уплотнительных элементов пакеров к испытателям пластов, одним из первых занимался Г.Д. Сухоносов. При этом им были учтены следующие особенности работы резиновых уплотнителей: - рабочая деформация элемента σ находится в пределах 50% по длине и 25% по диаметру; - скорость деформации резины в работе составляет несколько сантиметров в секунду; - пакер в деформированном состоянии находится в работе от 30 мин до нескольких часов; - уплотнительный элемент предназначен для многократного использования; - пакер работает в условиях повышенных температур и давлений. Полученные зависимости рассматривались при различных видах напряженного состояния резинного уплотнительного элемента. Методы сопротивления материалов позволяют по условиям прочности при одном виде напряженного состояния рассчитывать условие прочности при другом виде напряжённого состояния. Однако такие расчеты не учитывают влияния на процесс возникновения напряжения, нагрузки, температуры, среды и других подобных факторов, действующих во времени, поэтому ниже рассмотрены зависимости напряжений, деформаций от воздействия внешних сил. 9.1 Деформационные свойства резины Способность резины к большим обратимым деформациям явилась одной из причин столь широкого ее распространения во всех отраслях промышленности, в том числе и для изготовления уплотнительных элементов пакеров. 32 Своеобразие свойств резины вообще и в пакерах в частности необходимо учитывать при расчетах, воспользуемся методикой [14, 15], в которых обобщены результаты исследований многих авторов. Представление о резине как о конструкционном материале может быть составлено при изучении особенностей ее высокоэластичной деформации, которая обусловлена способностью длинных цепных молекул каучукового полимера изменять под воздействием внешних сил свою конфигурацию. Эти изменения конфигурации полимера не сопровождаются сколько-нибудь существенными нарушениями межмолекулярных расстояний. Поэтому происходят легко при нагрузках, отличающихся в сотни тысяч раз от нагрузок, необходимых для растяжения аналогичного образца стали до такой же величины деформации. В недеформированной резине отдельные участки молекулярных цепей, или звенья, располагаются в пространстве случайным образом. Если температура выше температуры стеклования, звенья молекул обладают достаточно большой подвижностью и характер их взаимного расположения и теплового движения таков же, как и в обычных низкомолекулярных жидкостях. Наложение внешней силы приводит к тому, что звенья частично ориентируются в направлении действующей силы. Самопроизвольное восстановление высокоэластичным телом своей формы после удаления внешней силы является следствием теплового движения и его дезориентирующего влияния на расположение звеньев. Процессы ориентации и дезориентации звеньев протекают во времени, вследствие чего равновесие между силой и вызываемой ею деформацией не устанавливается мгновенно, а требует определённого времени, вызывая процесс ползучести. Ползучесть – процесс установления равновесия между напряжением и деформацией. Она проявляется в режиме постоянного напряжения. Отсюда ползучесть – это непрерывный процесс увеличения начальной деформации со времени приложения постоянной нагрузки до равновесного значения деформации. Ползучесть резины ведет к существенному изменению конструктивных размеров вследствие сжатия в уплотнительных прокладках и упругого элемента пакера, связывающего корда и т. д. Явление ползучести описывается с помощью нижеследующего уравнения е = е 0 еbф где ε и ε0 – текущая и начальная деформации; b – константа скорости процесса, зависящая от типа каучука и температуры; τ – период ползучести. 33 Кроме ползучести, в резине наблюдается процессы: релаксации напряжений, восстановления относительной деформации. Для описания кинетического хода процесса релаксации используют характеристику τ = f (t 0 C ), где τ – период релаксации, зависящий от напряжения в образце, МПа; t – температура резины, °C. Снижение температуры замедляет релаксацию, повышение – ускоряет ее. При высоких температурах время релаксации мало, и, следовательно, напряжение близко к равновесному. Релаксация напряжений на практике может привести к потере герметичности, к так называемому разуплотнению. Это, в основном, определяется второй стадией снижения напряжения – химической релаксацией, характеризующей процесс разрушения и перегруппировку сравнительно прочных связей. Процесс химической релаксации описывается уравнением у = у 0 е -kt где σ – напряжение к моменту времени τ; σ0 – начальное напряжение (при τ = 0); k – константа скорости процесса, зависящая от температуры и типа полимера. 9.2 Восстановление резины Восстановление резины – изменение величины деформации по времени после снятия нагрузки с образца. Из теоретических основ такого процесса вытекает, что энергия, накопленная в напряженном образце в потенциальной форме, переходит в процессе самопроизвольного восстановления образца в кинетическую. На скорость восстановления влияют не только упругие свойства материала, но также релаксационные процессы и внутреннее трение. Способность резины восстанавливать свои размеры и форму после снятия нагрузки определяется теми же свойствами, что и способность деформироваться. 9.3 Относительная деформация При растяжении резинового образца начальной длины l0 на величину l его новая длина составит l1, м: l1 = l0+l. 34 Полученную при этом величину относительной деформации ε вычисляют из соотношения: ε= l1 − l0 . l0 При сжатии, соответственно, получаем величину относительного сжатия ε1: ε1 = h0 − h1 ∆h = , h0 h0 где h – изменение высоты образца, м; h0 – начальная высота, м; h1 – текущая высота, м. Удобно характеризовать деформацию не относительным удлинением ε, а величиной λ – отношением текущей и начальной длины образца l λ = =1+ ε . l0 В общем случае однородной деформации образец характеризуется значениями λ1, λ2 и λ3 возникающих в трех главных взаимно перпендикулярных направлениях. Из условия постоянства объема при деформации следует: λ1λ2λ3 = 1. В случае простого растяжения до λ1: 1 λ 2 = λ3 = . λ 9.4 Напряжения в уплотнении При деформации в резиновом уплотнительном элементе возникают напряжения, которые в общем случае равны отношению приложенной нагрузки к площади поперечного сечения образца. Поскольку величина поперечного сечения в процессе деформации изменяется, для резины различают условное (f) и истинное (σu) напряжения P f= ; S0 уu = P , S где Р – деформирующая нагрузка, Н; S0, S – площадь поперечного сечения недеформированного и деформированного образцов, м2. 35 Из условия постоянства объема при деформации резины имеем S0l0=Sl. Отсюда с учетом равенства получим Sl S S= 00 = 0. l λ Тогда σu: у и = fл . 9.5 Модуль упругости резины Резина, обладающая наряду с упругой высокоэластичной деформацией, показывает линейную зависимость между напряжением и деформацией в весьма небольших пределах начальных деформаций. В целом у нее зависимость напряжение – деформация нелинейна и немонотонна. Следовательно, такие материалы нельзя охарактеризовать одним постоянным значением модуля продольной упругости Е, рассчитываемым из отношения напряжения к деформации. Для расчетно-конструкторских целей, однако, желательно, чтобы аналитическая зависимость напряжений и соответствующих им деформаций резины была выражена через одну характеристику материала, имеющую физический смысл, не зависящую от величины и вида деформации. В первом приближении в качестве такой константы принимается равновесный высокоэластичный модуль Е∞ продольной упругости резины. Для статической деформации каждому моменту времени и величине напряжения в режиме ε = const будет соответствовать свое значение модуля упругости, изменяющееся от величины мгновенного модуля (Е0), определяющего упругие свойства резины в начальный период деформации, до Е∞. Промежуточные значения соответствуют или условно-равновесному состоянию (условноравновесный модуль упругости), или состоянию при любом времени наблюдения (статический модуль упругости Еτ), МПа: Еτ = Е(τ). 9.6 Модуль сдвига резины В общем случае проведение инженерных расчетов изделий требует определения двух независимых показателей упругости: модуля сдвига G и модуля объемного сжатия EV. Для резины задача упрощается вследствие значительной разницы между этими модулями. При всестороннем сжатии упругие свойства 36 резины не отличаются от свойств низкомолекулярных твердых или жидких тел. В частности, если образец резины сжимать в ограниченном объеме без возможности раздаваться в разные стороны, то для образования некоторой осадки образца понадобится усилие, в тысячи раз превышающее то, которого было бы достаточно для сжатия на ту же величину образца со свободной боковой поверхностью. Это означает, что изменениями объема резины при обычно реализуемых деформациях можно, как правило, пренебречь. Таким образом, вместо двух констант, необходимых для описания упругих свойств металлов, для резины можно ограничиться модулем упругости Е или модулем сдвига G, МПа. Согласно теории упругости 9 EV G E= . 3EV + G Учитывая, что EV>>G, связь между модулями упругости Е и сдвига при малых деформациях примет вид: E= 3G. При расчетах важно относительное постоянство G по сравнению с переменным и возрастающим значениями Е. Существенно также, что размеры и форма образцов резины практически не влияют на модуль сдвига, тогда как габариты и вид образцов, работающих на сжатие, значительно сказываются на модуле сжатия конструкции. 9.7 Коэффициент Пуассона Отношение относительной поперечной деформации к относительной продольной в сопротивлении материалов называют коэффициентом Пуассона. Для резины коэффициент Пуассона µ определяют из выражения ∆al0 м= , a0l где l0 и a0 – размеры образца, соответственно, в продольном и поперечном направлениях; l и a – относительные деформации, соответственно, в продольном и поперечном направлениях. В зависимости от деформации коэффициент Пуассона изменяется, увеличиваясь при сжатии и уменьшаясь при растяжении. Поэтому его значение для высокоэластичного материала лучше определять в дифференциальной форме с учетом изменения объема по формулам 37 м= 0,5 1 - h0 dV V0 dh или 1 - hdV . Vdh В этом случае, когда dV/dh мало, оба эти уравнения дают µ = 0,5, что подтверждается экспериментальными данными, на основании которых установлено значение коэффициента для технических резин в пределах 0,465-0,485. м= 0,5 9.8 Твердость резины Твердость резины сама по себе не является расчетно-конструкторским показателем. Однако между твердостью резины и напряжением есть некоторая, хотя и ограниченная связь. Для ориентировочного определения модуля упругости в зависимости от твёрдости резины можно использовать график, приведённый на рисунке 2. 12 Модуль упругости Е, МПа 10 1 8 2 6 4 2 0 20 40 60 80 100 120 Тв ёрдост ь резины(по Шору) 1 – синтетические наиритовые; 2 – бутадиен-стирольные. Рисунок 2 – Зависимость модуля упругости резины от твёрдости 38 9.9 Зависимость «напряжения – деформации» Эта зависимость рассматривалась при различных видах напряженного состояния резинного уплотнительного элемента. Методы сопротивления материалов позволяют по условиям прочности при одном виде напряженного состояния рассчитывать условие прочности при другом виде напряжённого состояния. Однако такие расчеты не учитывают влияния на процесс возникновения напряжёния, нагрузки, температуры, среды и других подобных факторов, действующих во времени. Термодинамика состояния резины предполагает связь между удлинением, действующим усилием, температурой и энергией системы. Для статической деформации связь между условным напряжением f и деформацией λ имеет вид T dS f =- , V0 dл p,T где S – энтропия системы; V0 – удельный объем недеформированного образца. Это уравнение показывает, что механизм деформации резины имеет преимущественно кинетическое происхождение, и механическое напряжение в деформированном материале количественно зависит от энтропии. Работу деформации (упругий потенциал) W определяют по формуле W = 0,5G (λ12 + λ22 + λ23 − 3) , λ1, λ2 и λ3 – компоненты деформации по трем главным направлениям; Модуль сдвига резины G, МПа, равен G = NKT, где N – количество молекулярных цепей; К – константа Больцмана. Уравнение, полученное на основе классической теории высокоэластичности, позволяет вывести зависимости между главными напряжениями и деформациями при однородном напряженном состоянии: σ1-σ2 = G( λ12 + λ22 ), σ1-σ3 = G( λ12 + λ23 ), где σ2-σ3 = G( λ22 + λ32 ). Для одноосного растяжения, при котором σ1 = σ2; σ2 = σ3 и λ1 = λ; λ2 = λ3 = 1 λ уравнение для истинного напряжения имеет вид: 1 у u = G ( л 2 ) , л 39 а для одноосного сжатия – 1 у u = G - л2 . л Жесткость резинового уплотнительного элемента пакера при повторных нагружениях всегда ниже жесткости при ее первичном нагружении, исходя из условия равенства нагрузок и деформации. Модуль упругости повторных нагружений резины уплотнительных элементов на 44% ниже модуля упругости первичного нагружения. Остаточная деформация элемента, замеряемая сразу же после снятия с него нагрузки, зависит от величины поперечной деформации элемента перед этим. Для 25%-ной поперечной деформации (максимум деформации в скважине) остаточная деформация имеет среднее значение 4,5% при колебаниях по отдельным образцам от 1,2 до 9,5%. При повторных нагружениях остаточная деформация более стабильна и составляет всего 1,15%, т. е. в несколько раз ниже остаточной деформации первичного нагружения элемента. Исходя из этого, представляется целесообразным на заводе-изготовителе производить сжатие уплотнительных элементов до 25-30%-ной поперечной деформации. При этом элементы, имеющие остаточную деформацию более 5%, нужно отбраковывать. Зависимость между относительной деформацией образцов в пределах относительной деформации от 0 до 70% и удельной нагрузкой выражается уравнением кривой второго порядка вида: У = Ах2+Вх+С. Или с учетом конкретных условий эксперимента: Р = 0,019ε2+0,82ε+5,9, где Р – удельная нагрузка, Н; ε – относительная деформация. При этом отмечается, что в пределах до 70% зависимость деформации от нагрузки не подчиняется закону Гука. Однако в пределах рабочих деформаций (до 35%) установлено, что резина уплотнительного элмента подчиняется закону Гука, что ранее подтверждалось исследованиями Г.Д. Сухоносова. В отношении релаксационных свойств резинового уплотнения отмечается, что резкое падение напряжении наблюдается в первые 30 с. В последующие 1,5 мин темп падения напряжении снижается и, наконец, в интервале 10-15 мин отмечается область стабилизации напряжении. 40 На рисунке 3 показана зависимость напряжения от поперечной деформации для резины уплотнительных элементов пакеров. Из этой зависимости следует, что в пределах 60% поперечной деформации связь между напряжением (истинным при растяжении и условном при сжатии) и деформацией резиновых элементов пакера подчиняется закону пропорциональности (закону Гука) с достаточной для практических расчетов точностью, поэтому в пределах его рабочих деформаций применимы положения теории упругости и сопротивления материалов. На рисунке 4 приведена зависимость релаксационной характеристики резинового уплотнения, которая показывает, что ее модуль упругости значительно изменяется во времени, особенно в первые минуты статической деформации. Через 0,5 мин модуль упругости падает на 25%. Характер кривой графика показывает, что при мгновенном приложении нагрузки жесткость резины возрастает в несколько раз. 9.10 Фрикционные свойства Исследования силы трения пакера о стенки скважины отражены в работах В.Л. Михеева и В.И. Масич [1], которые изучали силу трения надувных резиновых пакеров конструкций ВНИИБТ, используемых в качестве герметизирующих устройств в компоновках испытателей пластов без опоры на забой. Резины, применяемые для надувных пакеров, изготовлены на основе нитрильных каучуков, подвижность молекулярных цепей которых обусловливает множество конформаций в пределах среднеквадратичного расстояния между концами макромолекулы и существенно влияет на прочность и деформационное поведение резины. Сила трения резины при контакте с горными породами зависит от многих факторов, основными из которых следует считать: состав и свойства среды, природу и площадь поверхностей контакта, нормальное давление, скорость деформирования и т. д. Исследователи отмечают, что наибольшая величина сухого трения возникает при контакте резины с твердыми породами (песчаник, известняк, гипс, соль и др.). В этом случае фрикционные сопротивления достаточно велики и энергия, необходимая для деформирования резины, расходуется на разрушение материала в процессе вязкопластического течения. Рисунок 3 – Зависимость напряжения от поперечной деформации пакерной резины 1 – поперечная деформация, 2 – продольная деформация. 2 1 41 Рисунок 4 – График релаксации напряжений пакерной резины 42 43 Анализируя графические зависимости, исследователи установили, что при малых нагрузках порядка 0,5-1,4 МПа сила трения приближенно выражается линейной зависимостью: F = a+bp, где а и b – коэффициенты, зависящие от условий эксперимента и состава резины; р – нормальное давление, представляющее собой частное от деления нормальной силы на номинальную площадь контакта, МПа. При нагрузках свыше 1,4 МПа линейный характер зависимости нарушается, и сила трения от воздействия нормальной нагрузки N определяется из уравнения F = a(1-e-bN). В таблице 5 приведены значения коэффициентов a и b, входящих в формулу F, для различных горных пород. Таблица 5 – Значения коэффициентов а и b для различных горных пород Порода Песчаник Алевролит Известняк Гипс Глина Каменная Доломит Коэффициенты а 40,35 37,35 41,70 41,25 41,68 40,09 25,00 b 0,043 0,034 0,044 0,036 0,042 0,024 0,035 Отклонение значений от экспериментальных данных, % 18,4 26,1 0,8 1,3 13,6 10,7 16,7 Характер изменения коэффициентов сухого трения резины по горным породам в зависимости от величины удельной нормальной нагрузки представлен в виде графика, показанного выше. В общем случае величину коэффициента трения рекомендовано определять по формуле: f= F , N1 где f – коэффициент трения; F – сила трения, Н; N1 – нормальное напряжение, МПа. Как видно из графика, коэффициенты трения для всех исследованных пород уменьшаются с увеличением нормального напряжения. 44 В таблице 6 приведены коэффициенты статического трения резины при различной нормальной нагрузке. Таблица 6 – Значение коэффициентов статического трения резины при различной нормальной нагрузке Коэффициент статического трения резины при нормальной нагрузке Порода Песчаник Алевролит 10 2,0 1,7 20 1,45 1,28 30 1,23 1,03 40 1,03 0,87 50 0,84 0,74 60 0,72 0,65 70 0,63 0,57 80 0,57 0,52 Известняк 1,5 1,20 1,00 0,85 0,74 0,63 0,56 0,50 Гипс Глина Соль 1,3 1,2 1,1 1,05 0.90 0,65 0.93 0,83 0,80 0,80 0,75 0,70 0,70 0,65 0,62 0,60 0,56 0,57 0,54 0,50 0,50 0,49 0.45 0,47 Доломит 1,0 0,80 0,67 0,57 0,48 0,41 0,37 0,34 Следует отметить, что коэффициенты трения резины по породам носят условный характер и несопоставимы с коэффициентами трения твердых пород. Механизм трения резины по породе отличается от обычного внешнего трения тем, что сдвиг происходит внутри резины в слое, близко прилегающем к поверхности контакта. Установлено, что в среде буровых растворов на водной основе коэффициент трения резины уменьшается всего на 10-15%. Вследствие этого буровые растворы не обладают антифрикционными свойствами. В работе И.Б. Хейфеца [8] коэффициент трения резины о горные породы определялся на керновом материале, отобранном из скважин в районах Днепровско-Донецкой и Припятской впадин. При проведении экспериментов моделировали страгивание керна относительно обжимающей его резиновой втулки, величины нагрузок в работе не приводятся. В таблице 7 приведены результаты экспериментов. Сопоставление данных таблицы 6 и таблицы 7 показывает, что коэффициенты трения резины существенно отличаются друг от друга. Это объясняется, по-видимому, некоторым различием состава горных пород, условиями эксперимента, конструкцией модели уплотнения. Рекомендовать эти значения коэффициентов, очевидно, можно только для ориентировочных расчетов. 45 При определении коэффициента трения в цитированных работах используют площадь контакта, величину которой приравнивают к площади соприкосновения резины с горной породой. Фактическая площадь контакта отличается от площади соприкосновения, она, как правило, меньше последней. Таким образом, для определения коэффициента трения удобней пользоваться формулой, в которой отсутствовала бы величина фактической площади контакта. Замер этой площади представляет определенные трудности, поэтому сопряжен со значительными ошибками. Таблица 7 – Экспериментальные данные коэффициента трения резины о горные породы Песчаник Коэффициент трения 0,22-0,28 Аргиллит 0,27-0,30 Соль Известняк 0,20-0,35 Глинистая корка 0,13 Сталь 0,30 Материал Глина 0,27 Доломит 0,30 Материал Мергель Коэффициент трения 0,29-0,33 0,18-0,20 В этом отношении представляет интерес формула для определения коэффициента трения f в зависимости от величины нормального давления р, МПа: f = a +b pn где a, b, n – коэффициенты, зависящие от конструкции уплотнения, состава резины, состояния поверхности контакта. Эта формула выведена на основе графической зависимости силы трения от величины нормального давления. 10 Уплотнители из металлов и их сплавов Необходимость применения металлов и их сплавов для изготовления уплотнительных элементов пакеров продиктована наличием высоких забойных температур в скважинах (более 150°С) во многих нефтяных районах страны, в которых использование резины на сегодня исключено. Учитывая значение минимально допустимой величины кольцевого зазора между пакером и стенкой скважины, величина деформации металлов в случае установки таких пакеров 46 выходит за пределы их упругой области, пластическая деформация которой не превышает, как правило, 1%. В твердых телах существуют достаточно большие силы взаимосвязи атомов, чтобы противостоять действию силы тяжести, и без воздействия внешних сил твердые тела сохраняют свою форму и размеры. Приложение внешних сил к твердому телу вызывает изменение его формы и размеров, что сопровождается изменением расстояния между отдельными материальными точками, составляющими данное тело. Величина первоначальных межатомных расстоянии устанавливается в результате силового взаимодействия между атомами, где действуют силы притяжения и отталкивания. Величину межатомных расстояний определяют из условия равенства этих противодействующих сил. Равновесное положение атомов при одновременном действии сил притяжения и отталкивания возможно в том случае, если интенсивность их изменения по мере изменения межатомного расстояния различна. Увеличение межатомного расстояния по сравнению с расстоянием, соответствующим положению равновесия, приводит к тому, что сила притяжения по абсолютной величине становится больше силы отталкивания, и, следовательно, для удаления атомов от положения равновесия требуется приложить внешнюю, как бы растягивающую силу. Любая деформация (упругая или пластическая) возникает в твердых телах в результате относительного смещения атомов. При упругой деформации величина смещения атомов из положения равновесия не превышает расстояния между соседними атомами. С ростом величины упругих деформаций потенциальная энергия твердого тела увеличивается, при достижении определенного предела атомы получают возможность смещаться на расстояния, превышающие межатомные расстояния ненагруженного твердого тела. В этом случае после снятия внешних сил атомы не возвращаются в свои исходные положения равновесия, а занимают новые положения устойчивого равновесия. Сумма смещений атомов в новые положения равновесия создает пластическую деформацию или же остаточное изменение формы и размеров твердого тела под действием внешних сил. Расчеты за пределами упругости основываются на диаграммах растяжения и сжатия материалов, которые для малоуглеродистых сталей, цветных металлов и их сплавов (основные материалы для изготовления уплотнительных элементов пакеров) практически совпадают. 47 При напряжениях, меньших предела пропорциональности, зависимость напряжения σ от деформации ε в случае нагружения является линейной σ = Еε, где Е – модуль упругости первого рода, МПа ε – величина деформации. Когда напряжения выше предела пропорциональности, зависимость их от деформации уже нелинейная. Напряжение σ, соответствующее некоторой деформации ε, может быть представлено в определенном масштабе как разность отрезков АВ и АС (рисунки 5, 6, 7). Рисунок 5 – Диаграмма напряжений Рисунок 6 – Диаграмма растяжений с площадкой текучести и линейным упрочнением 48 Рисунок 7 – Диаграмма растяжения с площадкой текучести и степенным упрочнением 49 50 Первый отрезок в выбранном масштабе равен условному напряжению Еε, которое соответствует упругому материалу, а второй отражает ту часть этого напряжения, на которую оно понижается в результате пластических свойств материала. Эта часть может быть представлена в виде ωЕε (ω – безразмерная функция деформации). Таким образом, получим: σ=Еε(1-ω). Безразмерная функция деформации (функция Ильюшина) изменяется в пределах 0≤ω≤1. При напряжениях, меньших предела пропорциональности материала, ω=0. Для получения в расчетах по определению упругости высокой степени точности следует использовать диаграммы растяжения без аппроксимации их какими-либо уравнениями. Однако, это приводит во многих случаях к неоправданному усложнению расчетов. В связи с этим диаграммы растяжения обычно схематизируются, т. е. заменяются линиями (кривыми или прямыми), имеющими достаточно простое математическое выражение и в то же время хорошо совпадающими с экспериментально полученными диаграммами. Так, например, диаграмма растяжения с площадкой текучести может быть схематизирована ломаной линией, состоящей из трех прямых ОА, АВ и ВС (рисунок 5), или ломаной, состоящей из двух прямых ОА и АВ участка параболы ВС (рисунок 7). Первая схематизированная диаграмма (рисунок 6) называется диаграммой растяжения с площадкой текучести и линейным упрочнением, а вторая (рисунок 7) – диаграммой растяжения с площадкой текучести и степенным упрочнением. В расчетах за пределами упругости для получения большой степени точности обычно схематизируют тот участок экспериментально полученной диаграммы, который используют в расчете. При схематизации диаграмм различие между пределами пропорциональности и текучести стирается. В дальнейшем эти величины не различают. Это позволит предел пропорциональности называть пределом текучести. Для диаграммы растяжения с площадкой текучести и линейным упрочнением при 0 ≤ ε ≤ εS = σS E : σ = Eε; ω = 0; при εS ≤ ε ≤ εSx: σ = σS; ω = 1- εS ; ε при εS ≥ εSx: σ = σS+E1(σ-σS), 51 ω=λ− εS εX + (1 − λ ) S , ε ε где εS – деформация, соответствующая пределу текучести материала (прямая ОA); εSx – деформация, соответствующая началу упрочнения (прямая АВ); E1 – модуль упрочнения материала в кгс/см2, численно равный в выбранном масштабе tg β1 (рисунок 5); λ – параметр упрочнения, определяемый из выражения λ=1- Е1 . Е В основу теории расчетов за пределами упругости положены следующие гипотезы. Объемная деформация пропорциональна среднему нормальному напряжению, причем связывающий их коэффициент пропорциональности тот же, что и в пределах упругости. Математически эту гипотезу описывают уравнением 2 2 ε 1 + ε 22 + ε 32 . 3 εi = Направления главных нормальных напряжений и главных линейных деформаций совпадают, а главные касательные напряжения пропорциональны главным угловым деформациям, т. е. σ1 − σ 2 σ 2 − σ 3 σ 3 − σ1 = = ; ε1 − ε 2 ε 2 − ε3 ε 3 − ε1 τ1 τ 2 τ 3 = = . γ1 γ 2 γ 3 Интенсивность напряжений является вполне определенной функцией интенсивности деформаций, не зависящей от характера напряженного состояния. Для материалов, имеющих диаграмму растяжения с площадкой текучести и линейным упрочнением, эта функция имеет вид: σ i = σ S + D(ε i − ε iS ) , здесь D= E1 (1 − 2 µ ) , E1 1− 3E где εi – интенсивность деформации в пределах упругой области; εiS – интенсивность деформации в области пластической деформации; µ – коэффициент Пуассона. 52 11 Уплотнения из пластических масс Пластические массы – это материалы на основе природных или синтетических высокомолекулярных соединений. Отличительной особенностью этих материалов является их способность перерабатываться в изделия в результате пластической деформации под действием температуры и давления и затем сохранять закрепленную в результате охлаждения или отвердения форму. В конструкциях пакеров наибольшее распространение получили полимеры тетрафторэтилена – фторопласт-4. Фторопласты отличаются высокой кристалличностью, достигающей 9397%. При нагревании фторопласта-4 выше 327°С он приобретает аморфное состояние. В случае медленного охлаждения он вновь становится высококристалличным. Изделия из фторопласта-4 рекомендуют эксплуатировать при температурах, не превышающих 250°С, чтобы исключить возможность изменения их структуры и тем самым механических свойств. Быстрое охлаждение деталей из фторопласта (так называемая закалка) приводит к снижению их кристалличности. Фторопласты хладотекучи, т. е. способны деформироваться при нагружении в стандартных условиях. Наиболее часто детали из фторопласта-4 получают прессованием в холодном состоянии (формование) с последующим спеканием (при температуре выше температуры плавления кристаллов, т. е. 360-380°С). Реже фторопласт-4 перерабатывают методом экструзии и каландрирования, а также в виде водных суспензий. Последние виды переработки применяют в основном для получения пленок, покрытий и пропиточных составов. При температуре 415°С фторопласт-4 начинает разлагаться, не достигнув области вязкого течения. В таблице 8 приведены типичные физико-механические свойства фторопласта-4. Фторопласт-4 по химической стойкости превосходит все известные пластические массы. Он не растворяется ни в одном из известных растворителей, устойчив к кислотам и щелочам, не набухает в воде и не горит. Разрушается он лишь в расплавленных щелочных металлах или в их растворах в аммиаке, в элементарном фторе (при высоких температурах). При изменении температуры фторопласт-4 несколько изменяет свои механические свойства. Эта зависимость в графической форме может быть установлена по данным таблицы 9. 53 Таблица 8 – Физико-механические свойства фторопласта-4 Показатели Фторопласт-4 2,15-2,35 327 0,25 3 Плотность, г/см Температура плавления кристаллов, °С Удельная теплоемкость, кал/г°С Температура эксплуатации в °С: максимальная минимальная Температура разложения, °С 260 -269 415 Водопоглощение за 24 ч, % Теплопроводность, кал/см с°С-104 Твердость по Бринеллю Удельная ударная вязкость, кгс-см/см2 Предел прочности при растяжении, кгс/см2 0 5,9-6,0 3-4 100 200-250 Относительное удлинение, % 400 Таблица 9 – Зависимость механических свойств материала фторопласт-4 от температуры ТемпеПредел прочности при Модуль упругости при Относительное ратура, растяжении в кгс/см изгибе в кгс/см образца удлинение в % образца °С образца закаленного незакаленного закаленного не закаленного закаленного не закаленного -40 11300 23900 500 350 100 70 -20 9800 23300 440 325 160 100 0 7400 18100 330 300 190 150 +20 +80 +120 4700 2180 1100 8510 3800 2450 250 200 190 200 135 115 400 500 480 470 600 540 Заготовки из фторопласта-4 применяют как электроизоляционные, антифрикционные, уплотняющие и химически стойкие элементы конструкции (ТУ- 54 М-810-59). Трубы из фторопласта (ВТУ УХП 277-60) находят применение для работы в агрессивных средах без ограничения концентрации при температурах от -195 до +250°С и давлении, соответствующем прочности фторопласта. Заводом-изготовителем трубы из фторопласта-4 могут быть изготовлены длиною до 2000 мм и диаметром по спецификации заказчика. Готовые изделия из фторопласта, а также заготовки (листы, трубы, стержни и т. п.) можно легко обрабатывать на токарных, фрезерных и других станках. Детали из фторопласта могут быть сварены инструментом, нагретым специальным нагревателем. Процесс склеивания фторопласта-4 с металлом не поддается обычным приемам. Для придания клеящих свойств их поверхность химически обрабатывают, что меняет полярность и после чего они приобретают способность склеиваться. При использовании клеев ВС-350, ПУ-2, К-153, ВК-32-200 прочность склеивания фторопласта со сталью достигает 5-10 МПа. Механические свойства и поведение пластмасс в напряженном состоянии имеют сложную природу, что объясняется, с одной стороны, отклонениями их свойств от идеально упругих твердых тел, а с другой – от свойств идеально вязких тел. Отклонения эти состоят в том, что скорость деформации не прямо пропорциональна напряжению, а связана с ним более сложной зависимостью. Кроме того, напряжение зависит от более высоких производных по времени. Характер деформации пластмасс, зависящей от температуры, изображён на рисунок 8 для фторопластов. При температуре ниже той, при которой полимер становится хрупким, ТХР, деформации при разрыве малы. С повышением температуры выше ТХР они увеличиваются и остаются примерно одинаковыми до температуры текучести ТТ. Между температурой хрупкости и стеклованием происходят вынужденно эластичные деформации (σвэ) с явно выраженным участком течения материала и последующим упрочнением его, а выше температуры стеклования до температуры текучести – высокопластичные деформации. В процессе определения допускаемых напряжении в расчетах деталей из пластмасс необходимо учитывать их особенности как конструкционных материалов, а также поведение в напряженном состоянии. Так, например, значительные изменения формы и размеров пластмассовых деталей под нагрузкой могут привести к тому, что эти изменения превзойдут предельно допустимые, рассчитанные из условий функциональной взаимозаменяемости, вследствие чего детали теряют свою конструктивную определенность. Рисунок 8 – График влияния температуры на характер деформации пластмасс 55 56 Результаты теоретических и экспериментальных исследований показывают, что детали из пластмасс удовлетворительно работают в конструкциях, допуская остаточные деформации до 12%. Используя это, можно определить допустимые напряжения. Так, из рассмотрения диаграммы растяжения, представленной на рисунке 9, можно сделать вывод, что остаточным деформациям в 1% соответствует напряжение 350 кгс/см2, которое и принимают за исходное допустимое при расчёте деталей пакера из таких материалов. Рисунок 9 – Диаграмма напряжений растяжения пластмасс 57 12 Расчет элементов пакера Исходя из анализа существующих конструкций пакеров и условий работы, надо выбирать пакер, характеристика пакеров представлена в таблице 1. Наружный диаметр пакера, 140 мм. Рабочее давление, 21 МПа. Диаметр проходного отверстия,76 мм. Скважинная среда – нефть, газ, газоконденсат и пластовая вода. Температура скважинной среды, не более 120 °С. Условный диаметр эксплуатационной колонны труб, ГОСТ632-80, разобщаемой пакером, 168-178 мм. Габаритные размеры, мм: - диаметр 140; - длина 1880. 12.1 Расчет на прочность основных деталей 12.1.2 Расчет прочности обсадной колонны Расчет произведен по методике, представленной в литературе [14, 21]. Площадь поперечного (диаметрального) сечения уплотнительного элемента в деформированном состоянии, F, м2: F =πR2-πr2 где R – наружный радиус уплотнительного элемента пакера, м; r – внутренний радиус резины, м. Контактное давление между обсадкой колонной и уплотняющими элементами а, б, в, Рk , МПа: Рk = Pkc + Pkn, где Рkc – контактные давления за счет предварительного сжатия, МП. R2 − r 2 3 мp Q c i Pkc = −G + ∆p , R2 − r 2 1 − мp F c i где µр – абсолютная вязкость жидкости, µр = 1 МПа с; Q – наименьшая величина осевой силы, Н; ( ( ) ) Q ≥ 0,111∆1 + GF ((( R 2 c − r 2 ш )3 − ( R 2 п − r 2 ш )3 / ( R 2 c − rш 2 )2 (R 2 п − r 2 ш )) , Rc – наружный радиус резины после деформации, м; 58 Rп – наружный радиус резины до деформации, м; ri – внутренний радиус резины, м; ∆p – перепад давления у пакера, ∆p = 10 МПа; G – коэффициент Пуассона, G = 0,475; Pkn – контактные давления за счет действия перепада давления, МПа. R2 − r 2 3 мp Q n i Pkn = − + ∆p . 1 − мp F Rn2 − ri2 Высота уплотнительного элемента пакера в свободном состоянии может быть определена из условия равенства площади его поверхности до и после деформирования. Как считают некоторые авторы методов расчета пакеров, это условие обеспечивает предохранение от затекания резины в зазор между пакером и обсадной колонной. Расчеты высоты уплотнительного элемента при учете этого положения дают наименьшую высоту, hmin , м, одного уплотняющего элемента: ( ( ) ) hmin = ((2hc (Rc + ri ) + R 2c − R 2 п ) / (2(Rп + ri )) , где hс – высота элемента в сжатом состоянии, м В пакере рекомендуют иметь несколько (два-четыре) таких уплотнений. Наибольшая высота уплотнительного элемента, hmax, м, может быть найдена по условию самозакрепления пакера при действии осевого усилия: hmax = ( R 3 c (Rc 2 − R 2i )) / (0,45 ⋅ f ( R 2 п − R 2i )(3Rc + 2 R 2 c ⋅ ri − r 2 i )) , где f – коэффициент трения, f = 0,1. В конструкции пакера должна быть предусмотрена длина хода его штока, которая обеспечит сжатие уплотняющего элемента до соприкосновения его с обсадной колонной и необходимую герметичность уплотнения. Увеличение хода штока будет приводить к повреждению уплотняющих элементов из-за отсутствия ограничения передачи на них усилий и, как следствие, получения недопустимых деформаций. Определяем оптимальную длину хода штока, Son ,м, по следующей формуле: Son = (hR 2 п (k 2 оп − 1)) / (k 2 оп ⋅ R 2 п − r 2 i ) , где h – высота не нагруженного уплотняющего элемента, h = 0,15, м; kоп – коэффициент оптимальности, kоп = 1,07-1,14. При расчете пакера необходимо проверять влияние плашечного захвата на прочность обсадной колонны. 59 В конструкциях пакеров, где плашки полностью перекрывают кольцевой зазор, нагрузка на обсадную колонну распределена равномерно по всему периметру. В этом случае предельная осевая нагрузка на плашечный захват, при которой обсадная колонна не нарушается, Qпред , МН, Qпред ≤ ((у Т ntgб ( D 2 − d 2 )lпл ) / ( D 2 − d 2 )) ⋅ Lпл 2 + (16 / 3) ⋅ f 2 пл , где σt – предел текучести материала труб обсадной колонны, σt = 1155 МПа; n – число плашек (по радиусу), равное, n = 4; α – угол конуса плашки, α = 7°; D – диаметр эксплуатационной колонны, м; d – диаметр плашечного захвата, м; h – толщина стенки трубы обсадной колонны, h = 0,01 м; lпл – высота плашек (длина по вертикали), lпл = 0,15 м; Lпл – длина хорды плашки, Lпл = 0,06 м; fпл – стрела дуги поверхности плашки, fпл = 0,035 м. При ограниченном контакте плашек по периметру обсадной колонны участки труб между ними работают на изгиб. Коэффициенты запаса прочности при расчетах принимают равными 1,15 для обсадных труб диаметрами 114-219 мм и 1,52 мм. При расчетах по Qпред коэффициент запаса прочности берут примерно в два раза большим, учитывая, что предел касательного напряжения τт ≈ 0,58σt. При разработке конструкции пакера предельная нагрузка Qпред сравнивается с нагрузкой, необходимой для создания уплотнения Q. Если Qпред<Q, то в конструкцию пакера вносят необходимые изменения (угла α, геометрических размеров уплотнения). При проектировании пакера для использования его в искривленных скважинах необходимо учитывать возможность деформации пакера при прохождении им изогнутых частей ствола. Длина пакера l / пак , при которой он будет касаться обсадной колонны в трех точках (по концам и в середине) при прохождении им изогнутой части скважины, определяется из выражения l / пак ≤ 2 2 R∆s , где R – радиус изгиба ствола скважины, м; s – зазор (диаметральный) между пакером и обсадной колонной, м. При большей длине lпак >l / пак пакер, проходя изогнутую часть скважины, или застрянет, или изогнется сам. Последнее может привести к его повреждению. В этом случае необходимо произвести перерасчёт элементов пакера с целью сокращения его конструктивной длины. 60 12.1.3 Сила трения пакера о стенку обсадной колонны Расчет произведен по методике, представленной [13]. Силу трения уплотнительного элемента пакера о стенку обсадной колонны, Fтр , кН, определим из формулы: Fтр = мТ ⋅ f0 ⋅ ( S1 + S2 ) , где мT – коэффициент трения скольжения резины по стали, мT = 0,6; f0 – начальное давление уплотнения (контактное напряжение), f0 = 101 МПа; S1 – площадь внутренней боковой поверхности уплотнительного элемента, м2; S2 – площадь наружной боковой поверхности уплотнительного элемента, м2. При FTP = 320 кН условие действия силы на обсадную колонну выполняется [9]. Полную нагрузку, необходимую для деформирования уплотнительного элемента, Pд, кН, определяем из суммы усилий, необходимых для преодоления трения и «чистого» сжатия уплотнительного элемента. Р Д = Р + FТР . P – сила действия на резиновый элемент, кН: е P= ⋅ Есж ⋅ F0 , 1− е где е – коэффициент, определяющий фактор поверхности, е = 0,4; Есж – модуль сжатия резины, Есж = 0,439 МПа. При 339 < Р Д < 379 кН условие прочности выполняется. 12.2 Расчет основных деталей Расчет произведен по методике, представленной [14, 21]. 12.2.1 Расчеты, подтверждающие работоспособность конструкции Определение осевого усилия и геометрических размеров разобщителя. Согласно схеме разобщителя (рисунок 6) осевое усилие для уплотняемых поверхностей будет создаваться весом НКТ (хвостовиком), оставляемым на все время эксплуатации. Удельное давление PQ, необходимое для обеспечения герметичности соединения, равно PQ = б + вр, 61 где б – определенное экспериментальное начальное удельное давление, необходимое для уменьшения высоты неровностей на стыкуемых поверхностях, зависящее от вида задавочной жидкости и чистот поверхностей, б =15; вр – коэффициент, необходимый для обеспечения герметичности запаса, вр = 0,25. Расчет удельного давления для притертых поверхностей, PQI , кН: PQI = (15 + 1,2 P ) ⋅ 5 , l где l – ширина кольцевого пояска, м. d1 − d 2 , 2 где d1 – наружный диаметр кольцевого пояска, м; d2 – внутренний диаметр кольцевого пояска, м. l= Для конусного соединения эта формула, PQI , преобразуется PQI = (15 + 1, 2 P ) ⋅ 5⋅2 d − d2 sin 1 ϕ , где Р – давление задавочной жидкости, Р = 10 МПа; ϕ – угол конуса, ϕ = 30o . Осевое усилие для уплотняющих поверхностей будет создаваться весом НКТ (хвостовиком), оставляемым на все время эксплуатации. С целью уменьшения металлоемкости и расширения области применения (за счет меньшей длины хвостовика) определяем максимальное осевое усилие, Рp, кН, в зависимости от угла и ширины кольцевого пояска. Pp = PQ ⋅ р ⋅ d12 − d 22 d1 ( ) ⋅ 1 − tgfϕ , где f – коэффициент трения, f =0,1. В результате расчетов получили максимальную нагрузку при d2 = 0,13 м и ϕ = 30o , что с применением оборудования в технологических процессах, необходимо установить зазор. Установочная муфта, спускаемая вместе с колонной и конус-муфта пакера-отсекателя образуют конусное соединение, от которого зависит герметичность соединения. Кольцевой поясок на установочной муфте и конус на муфте должны быть обработаны шлифованием до высокой чистоты обработки. 62 12.3 Расчет скорости падения НКТ Расчет произведен по методике, представленной [14, 21]. Расчет скорости падения НКТ, v, м/с, выполнен по формуле, выведенной по результатам исследований движения цилиндрических тел в восходящем потоке жидкости: R R2 − r 2 G ⋅ lн ⋅ − 2 v= , 2 ⋅ р ⋅ м⋅ L r R + r2 где м – абсолютная вязкость жидкости, МПа с, м =1 МПа с; R – радиус эксплуатационной колонны, м; r – радиус НКТ, м; G – вес НКТ, Н. G = g ⋅ L ⋅ К арх , где g – вес 1 м НКТ, Н; L – длина трубы, м; К арх – коэффициент плавучести К арх = 1 − ссж , с НКТ где с НКТ – плотность материала НКТ, кг/см3 ; ссж – плотность скважинной жидкости, кг/см3. 12.3.1 Расчет узла сопряжения пакера-отсекателя на статическую прочность Проведем расчет из условия статической прочности узла сопряжения пакера-отсекателя, пары конус-седло, из расчета максимально создаваемой нагрузки. Материал конус-муфты и посадочного конуса одинаков – Ст 40Х. Нагрузки, действующие на рассматриваемую пару, одинаковы, следовательно, расчеты для посадочного конуса и конус-муфты равнозначны. При расчетах сделаны следующие допущения: бурт посадочного конуса и конус-муфты имеют конусную поверхность, и поэтому для упрощения вычислений расчет ведем по среднему диаметру бурта как для цилиндрической поверхности. Статическая прочность узла, ф, МПа: Ргидр τ= ⋅ n ≤ [ τ] , F 63 где n – коэффициент запаса, n = 2; [ τ] – допустимая величина статической прочности, [ τ] = 600МПа; Ргидр – гидравлическое давление в скважине, МПа. Ргидр = ∆Р·Fскв, где ∆P – принимаем из условия необходимого превышения давления при глушении скважины, ∆P = 0,64 МПа; Fскв – площадь поперечного сечения скважины, м2. Fскв = πD2/4, где D – диаметр скважины, м; F – площадь среза бурта, м2. F = 2⋅р ⋅ R⋅h, где h – высота конуса, h = 0,14 м. ф= МПа < [ф]=600МПа. Прежде чем выбрать высоту бурта, надо произвести расчет по динамической нагрузке и выбрать наибольшее значение высоты бурта. 12.3.2 Расчет бурта при динамической нагрузке При расчете сделаны следующие допущения: - удар неупругий, при ударе падающий груз не отскакивает, не возникают упругие волны; - система обладает одной степенью свободы; - бурт имеет конусную поверхность, для упрощения вычислений, расчет ведем по среднему диаметру бурта как для цилиндрической поверхности. Коэффициент запаса прочности, n, МПа: n= [σ ] , σэ 7,9 < n < 9,9 где [σ ] – допускаемое нормальное напряжение, [σ ] = 800 МПа; σэ – эквивалент по III теории прочности, МПа. σ э = σд2 + 4τд2 , где у д – напряжение от действия динамической нагрузки, МПа; σд = σст ⋅ kд , где kд – коэффициент динамичности, kд = 3,25; σст – статическое напряжение от действия нагрузки, МПа. 64 σст = Рст , Fк где Fк – площадь кольца бурта, м2; р ⋅(D + d ) ⋅Κ , 2 где К – поправочный коэффициент, К = 6,1. Рст – сила тяжести колонны НКТ, Н; Рст = q ⋅ L ⋅ g , Fк = q – вес погонного метра НКТ, м; L – длина НКТ, м; g – ускорение свободного падения, g = 9,81 м/с2; τд – касательное напряжение от динамической нагрузки, МПа; где τст τд = τст ⋅ kд , – касательное напряжение от статической нагрузки, МПа; τcт = Pст Fпл.ср.б. , где Fпл.ср.б. – площадь среза бурта, м2; Fпл.ср.б = р ⋅ D ⋅ h , где h – высота бурта, h = 0,05 м. 65 Библиографический список 1. Масич, В.И. Пакеры и якори [Текст] / В.И. Масич, З.И. Захарчук, В.Л. Михеев. – М.: Недра, 1990. – 259 с. 2. Абдулов, М.А. Пакеры [Текст] / М.А. Абдуллов. – М.: Недра, 2001. – 159 с. 3. Сафин, В.А. Классификация пакеров [Текст] / В.А. Сафин, Г.В. Грин. – М.: Недра, 1999. – 229 с. 4. Сухоносов, Г.Д. Пакеры [Текст] / Г.Д. Сухоносов. – М.: Недра, 1990. – 559 с. 5. Багиров, К.Г. Кольцевой зазор между пакером и стенкой скважины [Текст] / К.Г. Багиров, А.А. Гукасян. – М.: Недра, 2000. – 200 с. 6. Ясашин, А.М. Испытание скважин [Текст] / А.М. Ясашин. – М.: Недра, 2000. – 185 с. 7. Требин, Ф.А. Гидромеханические методы исследования скважин и пластов [Текст] / Ф.А. Требин, Г.В. Щербаков, П.В. Яковлев. – М.: Недра, 2001. – 305 с. 8. Хейфиц, И.Б. Влияние глубины установки пакера на его работоспособность [Текст] / И.Б. Хейфиц. – М.: Недра, 2001. – 156 с. 9. Фоменко, Ф.Н. Электробуры для бурения нефтяных и газовых скважин [Текст] / Ф.Н. Фоменко. – М.: Недра, 2000. – 157 с. 10. Панов, Б.Д. Совершенствование технологии вскрытия и опробования продуктивных пластов в скважинах [Текст] / Б.Д. Панов, В.Г. Бакулин. – М.: Недра, 2000. – 210 с. 11. Тимонин, А.С. Устройство разобщающее [Текст]: справочное пособие / А.С. Тимонин. – Калуга: Издательство Н. Бочкаревой, 2002. – 628 с. 12. Крылов, В.И. Исследования и изоляция зон поглощения с помощью пакеров [Текст] / В.И. Крылов, Н.И. Сухенко. – М.: Недра, 2000. – 210 с. 13. Квашнин, Г.П. Передовой опыт сооружения скважин на воду в Западной Сибири [Текст] / Г.П. Квашнин. – М.: Недра, 2000. – 199 с. 14. Лепетов, В.А. Расчеты и конструирование резиновых технических изделий и форм [Текст] / В.А. Лепетов. – М.: Недра, 2000. – 399 с. 15. Сухоносов, Г.Д. Упругие свойства уплотняющих элементов пакера к испытателю пластов [Текст] / Г.Д. Сухоносов. – М.: Недра, 2000. – 499 с. 16. Минаев, А.В. Устройства для разобщения пластов и предотвращения выбросов при бурении скважин [Текст] / А.В. Минаев, В.Я. Карелин. – М.: Стройиздат, 1986. – 320 с. 66 17. А.с. 570695 СССР, М. КЛ2. Е21В 33/12. Устройство для разобщения ствола скважины [Текст] / А.Ф. Беленьков; – № 1700800/03; заявл. 28.09.71; опубл. 30.08.77, Бюл. № 32. 18. А.с. 489858 СССР, M. KЛ. Е 21b 33/12. Устройство для разобщения пластов и предотвращения выбросов при бурении скважин [Текст] / А.А. Гайворонский, Л.Х. Фарукшин, Ю.З. Цырин и др. – № 1333363/22-3; заявл. 19.05.69; опубл. 30.10.75, Бюл. № 40. 19. Пат. Российская Федерация, МПК7 Е 21 В 33/12 7. Устройство для разобщения межтрубного пространства скважины [Текст] / Р.Г. Габдуллин, Д.В. Страхов, Р.К. Ишкаев и др. – № 2001122042/03; заявл. 06.08.2001; опубл. 10.05.2004, Бюл. №13. 20. А.с. 465471 СССР, M. KЛ. Е 21b 33/12. Устройство для разобщения пластов [Текст] / Б.М. Курочкин, Л.П. Поляков, В.В. Чубаров и др. – № 1883248/22-3; заявл. 19.02.73; опубл. 30.03.75, Бюл. № 12. 21. Бухаленко, Е.И. Нефтепромысловое оборудование [Текст]: справочник / Е.И. Бухаленко. – М.: Недра, 1990. – 559 с. 22. Кисилева, П.Г. Справочник по гидравлическим расчетам [Текст]: справочник / П.Г. Кисилева. – М.: Энергия, 1974. – 312 с. 23. Голубев, А.И. Уплотнения и уплотнительная техника [Текст] / А.И. Голубев, Л.А. Кондаков. – М.: Машиностроение, 1986. – 464 с. 24. Боков, К.Н. Курсовое проектирование деталей машин [Текст]: учеб. пособие для втузов / К.Н. Боков, С.А. Чернавский. – М.: Машиностроение, 1988. – 416 с. 25. Селихов, В.Л. Уплотнения разобщающих устройств / В.Л. Селихов, А.М. Буяновский. – М.: Недра, 1985. – 132 с. 67 ПРИЛОЖЕНИЕ 1 КОНТРОЛЬНОЕ ЗАДАНИЕ Каждый студент дневной и безотрывной формы обучения, согласно учебному плану, выполняет одну контрольную работу. Контрольная работа включает одну задачу, представленную в приложении 1. Студент дневного вида обучения и студенты безотрывной формы обучения выполняют контрольную работу в четвертом семестре. Студенты безотрывной формы обучения должен выслать на проверку контрольную работу в установленный срок. Выбор варианта осуществляется по последней цифре шифра (номер зачетной книжки). Контрольная работа для студента безотрывной формы обучения оформляется в соответствии с требованием. В приложении 5 представлен образец программы и результат расчета. Цель задания: закрепить изученный материал выполнением расчета и элементарным конструированием, а также выбором оборудования. Содержание задания: провести необходимые подготовительные работы. Отчет по заданию содержит: - условие контрольной работы; - реализацию подготовительного этапа; - результаты расчета. 68 ПРИЛОЖЕНИЕ 2 Выберите необходимый тип пакера для перекрытия нижней части эксплуатационной колонны. Опишите его устройство и принцип действия. Определите прочность обсадной колонны в месте контакта якоря, величину контактного давления и осевой силы. Дано в таблице 10. Внутренний диаметр резины Высота свободного ненагруженного элемента Перепад давления dШ мм 60 80 75 85 74 79 101 90,5 106 95,5 106 108 135,5 157 h мм 148 111 111 136 115 111 151 162 81 121 135 137 138,5 146 МПа 21 35 35 21 14 35 21 14 21 35 35 35 14 35 L мм 2170 1630 1630 2000 1690 1630 2215 2370 1195 1775 1985 2005 2030 2140 15 16 17 18 19 241,4 251,3 272,3 195,6 143,9 236 243 265 185 136 185,5 170 202 150 90 148 194 153,5 145 120 35 14 35 21 14 2170 2850 2250 2345 1850 Длина пакера Наружный диаметр резины DП мм 90 112 114 118 122 126 136 140 145 148 150 155 185 210 ∆P 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 DC мм 98,4 122,6 126,0 127,5 129,0 141,0 147,2 150,5 187,6 187,6 190,5 190,5 193,0 218,4 № варианта Внутренний диаметр обсадной колонны Таблица 10 – Варианты заданий 69 ПРИЛОЖЕНИЕ 3 Методические указания к выполнению контрольной работы Пакеры служат для разобщения частей ствола скважины по вертикали и герметизаций нарушенных участков обсадной колонны. Они предназначены для работы в скважине без профилактического осмотра или ремонта в течение нескольких часов (например при гидроразрыве пласта), нескольких месяцев (при закачке теплоносителей) или нескольких лет (например пакеры для различных способов добычи нефти). Перепады давления, воспринимаемые пакерами, могут быть в пределах от 7 до 70 МПа. Температура окружающей среды при эксплуатации скважин может изменяться от 40 до 100ºС, а при тепловом воздействии на пласт достигает в некоторых случаях 300-400°С. Окружающая среда, в которой работает пакер, обычно вызывает коррозию металла, а содержание в ней нефти и газа требует тщательного подбора материала уплотняющих элементов. Функциональное назначение пакера и его элементов: разобщение или герметизация ствола скважины; восприятие осевых усилий при установке и при действии перепада давления; управление элементами пакера при его спуске в скважину и установке или съеме; выполнение некоторых технологических функций (например обеспечение в определенных случаях возможности потока жидкости из под пакера в так называемом пакере-отсекателе). Все это обусловливает структурную схему пакера, которая включает следующие структурные элементы: уплотнители, опору пакера, систему управления, технологические устройства. Рассмотрим несколько подробней некоторые элементы пакеров, приведённых на рисунке 10. 70 а – элемент, выполнен из резины; б – элемент выполнен из прорезиненного и прографического асбеста; г – элемент спускают в скважину с натягом; д – элемент расширяется и прижимается к обсадной колонне, за счёт избыточного давления во внутренней полости. Рисунок 10 – Схемы уплотняющих элементов пакеров 71 Уплотняющие элементы, схемы которых изображены на рисунке 10(а,б), расширяются и прижимаются к обсадной колонне при воздействии осевой нагрузки (массы НКТ или усилия от поршня гидросистемы). Элемент типа «а» выполнен из резины (иногда с армировкой тканевым или металлическим кордом) и рассчитан на работу при температуре до 100°С. Элемент типа «б» изготовлен из прорезиненного и прографиченного асбеста и предназначен для работы в среде с температурой до 300-400°С. Элемент типа «в» по рисунку 10 расширяется и прижимается к обсадной колонне при создании избыточного давления в его внутренней полости. Его резиновый элемент всегда упрочнен кордом. В пакерах с уплотнителями типа «а», «б», «в» зазор между ними и обсадной колонной равен 10-20 мм на диаметр. Пакеры с элементом типа «г» спускают в скважину с натягом. Он также выполнен из резины, упрочненной кордом. Для уплотняющих элементов, характеристика которых приведена в таблице 11, применяется синтетическая резина марок 4326, 4327, 3825 для пакеров с небольшой деформацией уплотняющего элемента (самоуплотняющихся, типа б и г) и марок 4004, 3826-С – для элементов с большой деформацией (типа а). В качестве корда применяют хлопчатобумажную ткань, полимерные или металлические нити. Резина в резинокордных деталях заполняет поры корда и обволакивает его. Резина и корд имеют различную жесткость. Так, модуль упругости резины находится в пределах 15 МПа, текстильного корда – 1-2 · 103 МПа, а металлического корда – 1 · 105 МПа. Поэтому деформации, связанные с удлинением 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. Наиболее распространенная техническая ткань кордов – бельтинг (хлопковая ткань) – имеет толщину 1,9-2 мм, вес 1 м2 – 8,2-9,5 Н, степень заполнения – 92,6-96,6%, площадь каждой поры ткани в просвете – около 0,185 мм2. Прочность на разрыв хлопкового волокна равна 360-800 МПаН/мм2. Допустимую прочность на разрыв нитки корда обычно принимают равной около 0,3-0,6 кН. Шаг нитей в ткани определяют по степени заполнения и по их толщине. В среднем он равен 1,1-1,2 мм. Опоры пакера воспринимают осевые усилия, действующие на него, при расширении уплотняющих элементов осевой силой и при создании перепада давления у пакера. Эти силы равны единицам или десяткам килоньютонов. 72 Таблица 11 - Характеристика резин уплотняющих элементов пакеров Марка резины 4326 4327 3825 4004 3826-С Предел Относительное прочности удлинение σВ, МПа при разрыве, δ 8 8 10 10 8 170 170 120 200 300 Твердость по твердометру ТМ-2 Температурные пределы эксплуатации, ºС 65 - 80 65 - 80 80 - 95 70 - 85 60 - 75 -55 - +100 -55 - +100 -30 - +100 -30 - +100 -40 - +100 Изменение веса при воздействии смеси бензина +35 +20 +15 +20 +15 Опора выполняется чаще всего в виде шлипсового (платкового) 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 разного диаметра сопрягающихся поверхностей плашки и трубы), поэтому плашки могут воспринимать изгибающие нагрузки, не разрушаясь, так как сердцевина плашек из стали 20 не закаленна. Рассмотрим некоторые рекомендации для конструирования пакеров и их расчета. В задании на проектирование пакера обычно даются его главные параметры, условия эксплуатации и описание технологических процессов, для которых необходим пакер. К главным параметрам относятся диапазон внутренних диаметров обсадной колонны, в которую спускают пакер, перепад давления, воспринимаемый им, и особенности технологического процесса, для которого предназначен пакер. Надежное уплотнение может быть создано при разности диаметров уплотнения пакера до его деформации и обсадной колонной до 15-20 мм. Рабочие перепады давления обычно равны 10-100 МПа. Технологические процессы часто требуют наличия в пакере клапана-отсекателя, нескольких каналов, не сообщающихся друг с другом, обратного клапана и пр. 73 К дополнительным исходным данным относятся температура, при которой должен работать пакер, агрессивность окружающей среды, длительность работы пакера без подъема, иногда оговаривается способ его спуска и подъема (на трубах, канатной техникой), показатели надежности и пр. При расчете пакера определяют необходимое для герметизации контактное давление, осевую силу, обеспечивающую это давление, оптимальные высоту уплотняющего элемента, длину хода штока пакера, параметры корда уплотняющего элемента. Если уплотнитель пакера выполнен по типу «г», в соответствии с рисунком 10, то контактное давление между обсадной колонной и уплотняющими элементами типа «а» и «б» равно: pk = pkc + pkn , где рkc, pkn – контактные давления за счет предварительного сжатия уплотнения и действия перепада давления соответственно. Резина, применяемая в пакерах, имеет коэффициент Пуассона µ p = 0,475. 74 ПРИЛОЖЕНИЕ 4 Конструктивные особенности пакеров Пакеры широко применяют при проведении таких технологических операций, как гидроразрыв, кислотная, пенокислотная и термическая обработка пласта, изоляционные работы, раздельная эксплуатация двух пластов, гидропескоструйная перфорация и т.п. При освоении и эксплуатации скважины пакеры спускают на колонне подъёмных труб. Для этого они должны иметь зазор между наружным диаметром и внутренним диаметром эксплуатационной колонны, позволяющий беспрепятственно спускать инструменты и оборудование. Для раздельной эксплуатации двух пластов скважины по параллельным рядам подъёмных труб созданы двухпроходные пакеры. В соответствии с назначением для обеспечения надежной работы, кроме оценки возможности проведения необходимых технологических операций В процессе эксплуатации, способов посадки и извлечения, к пакерам предъявляются следующие основные требования: - пакер должен выдерживать максимальный перепад давлений, действующий на него в экстремальных условиях и называемый «рабочим давлением»; - пакер должен иметь наружный диаметр, обеспечивающий оптимальный зазор между ним и стенкой эксплуатационной колонны труб, с которой он должен создать после посадки герметичное соединение. В соответствии с этим различаются пакеры следующих типов: ПВ – пакер, воспринимающий усилие от перепада давлений, направленного вверх; ПН – пакер, воспринимающий усилие от перепада давлений, направленного вниз; ПД – пакер, воспринимающий усилие от перепада давлений, направленного как вниз, так и вверх. Для восприятия усилия от перепада давлений, действующего на пакер в одном или двух направлениях, пакер должен иметь соответствующее заякоривающее устройство (якорь), наличие которого в шифре пакера обозначается буквой Я, гидравлические Г; механические М; гидромеханические ГМ. 75 Герметичное разобщение пространств эксплуатационной колонны достигается при соблюдении подбора диаметра пакера в соответствии с ОСТ 26-16-1615-81. Якори – это устройства, предназначенные для заякоривания колонны подъемных труб за стенку эксплуатационной колонны труб с целью предотвращения перемещения скважинного оборудования под воздействием нагрузки. Якори в эксплуатации применяются преимущественно с пакерами типа ПВ и ПН. Пакеры, способные воспринимать усилие от перепада давления, направленного как вниз, так и вверх , 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, ЗРК 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. Условное обозначение пакеров включает: буквенную часть, состоящую из обозначения типа пакера (ПB, ПН, ПД), способа посадки и освобождения пакера (Г, М, ГМ) и наличия якоря устройства (буква Я), первая цифра после обозначения типа пакера – число проходов, цифра перед буквами – номер модели; первое число после букв – наружный диаметр пакера (в мм); второе число – рабочее давление (максимальный перепад давлений, воспринимаемый пакером); К2 – конец обозначения – сероводородостойкое исполнение. Например: ПН-ЯМ-150500, ПН-ЯГМ-118-210, 1ПД-ЯГ-136-500, ПД-Г-136-210К2. Пакеры 1ПД-ЯГ и 2ПД-ЯГ, изображённые на рисунках 11 и 12, предназначены для разобщения пространств эксплуатационной колонны труб и защиты ее от воздействия пласта в нефтяных и газовых скважинах, состоят из верхнего и нижнего якорных устройств, уплотнения, гидроцилиндра и фиксатора. Посадка пакера осуществляется путем создания давления в колонне подъемных труб, причем предварительно проход пакера перекрывается шариком, сбрасываемым на седло, по рисунку 11, в, или в конус, по рисунку 12. Под действием давления в трубах плашки верхнего якоря выдвигаются наружу, заякориваясь на стенке эксплуатационной колонны. В пакере 1ПД-ЯГ, представленном на рисунке 11, жидкость через отверстие б поступает под золотник, сдвигает его вниз, срезая винты, и позволяет захвату выйти из зацепления с поршнем. Поршень через толкатель сжимает манжеты, создавая уплотнение со стенкой эксплуатационной колонны. Одновременно золотник 76 выдвигает конус в плашки, заставляя их внедриться в эксплуатационную колонну и заякориться на ней. Совместно с конусом двигается вниз цилиндр и шлипсы, зацепляясь с насечками толкателя, фиксируют манжеты и плашки в рабочем положении. Пакер освобождается при натяге и подъеме колонны труб, в результате чего срезаются винты и ствол освобождается от плашкодержателя. Дальнейшее движение ствола вверх освобождает манжеты от сжатия. При этом ствол, упираясь в поршень, доводит его до упора в цилиндр, который, в свою очередь, вытягивает конус из-под плашек и освобождает их. Проходное отверстие пакера открывается при повышении давления в трубах и срезе винтов. В пакере (на рисунке 12) пластовый агент под давлением через отверстие б в стволе попадает в цилиндр. 1 – корпус; 2 – круглая плашка; 3 – манжета; 4 – ствол; 5 – шлипс; 6 – толкатель; 7 – цилиндр; 8 – поршень; 9 – захват; 10, 14, 17, 19 – срезные винты; 11 – золотник; 12 – конус; 13 – плашка; 15 – плашкодержатель; 16 – седло; 18 – втулка фиксатора. Рисунок 11 – 1ПД-ЯГ с наружным диаметром 136, 140, 145 мм 77 1 – корпус; 2 – круглая плашка; 3 – манжета; 4 – ствол; 5 – шлипс; 6 – толкатель; 7 – цилиндр; 8 – поршень; 9 – захват; 10, 14, 17, 19 – срезные винты; 11 – золотник; 12 – конус; 13 – плашка; 15 – плашкодержатель; 16 – седло; 18 – втулка фиксатора. Рисунок 12 – Пакера 2ПД-ЯГ-185-210 78 После среза винтов цилиндр с плашкодержателем поднимается вверх и плашки надвигаются на конус, одновременно сжимая манжету. Происходит заякоривание нижних плашек и уплотнение пакера в эксплуатационной колонне труб. Обратному перемещению плашек препятствуют шлипсы, переместившиеся вместе с конусом вверх по втулке фиксатора. Пакер освобождается при подъеме колонны труб после среза винтов, при этом бурт ствола упирается в конус и вытягивает его из-под плашек. Особенность пакера 2 ПД-ЯГ (который соответствует рисунку 12) – заякоривающее усилие на плашки верхнего якоря благодаря сообщению полости под плашками с подпакерной зоной через отверстие а . При посадке пакера пластовый агент под давлением из полости труб через отверстие б поступает под золотник и конус. Золотник перемещается вверх , срезает винты и освобождает поршень и конус от захвата. Конус, уплотненный в цилиндре кольцами, под действием давления входит в плашки, заставляя раздвигаться и заякориться на стенке эксплуатационной колонны. Одновременно поршень совместно с золотником и толкателем перемещается вверх и сжимает манжеты. При этом шлипсы , зацепляясь с насечками толкателя, фиксируют манжеты и плашки в рабочем положении. Пакер освобождается при подъеме колонны подъемных труб после среза винтов. Ствол совместно с корпусом якоря поднимается и освобождает манжеты, а бурт толкателя тянет вверх цилиндр, который выводит конус из плашек, освобождая их. Плашки верхнего якоря освобождаются после разгерметизации манжет и выравнивания давления на плашки. Пакер 3 ПД-ЯГ предназначен для разобщения пространств эксплуатационной колонны труб и защиты ее от воздействия пласта в нефтяных и газовых скважинах . Состоит из верхнего и нижнего заякоривающих устройств и гидроцилиндров, уплотнительного и фиксирующих устройств. Посадка пакера осуществляется при подаче и колонну подъёмных труб жидкости под давлением. Предварительно на седло сбрасывается шарик. Давление в полости б нижнего гидроцилиндра перемещает поршень, который через плашкодержатель заставляет плашки надвинуться на конус и, раздвигаясь радиально, заякориться за стенку эксплуатационной колонны. При возрастании давления срезаются винты, и шток, перемещаясь вниз со стволом, сжимает манжеты между муфтой и конусом, герметизируя пространство между пакером и стенкой эксплуатационной колонны. Шлипсы, перемещаясь по насечкам штока при движении его вниз, фиксируют его от возврата. 79 При дальнейшем увеличении давления жидкость через отверстие а попадает в цилиндр. Срезаются винты, и цилиндр перемещает вниз плашкодержатель и плашки, которые натягиваются на конус и заякориваются на эксплуатационной колонне. При этом срезаются винты, плашкодержатель освобождается от цилиндра и фиксируется шлипсами на стволе. Нижние и верхние плашки в заякоренном положении будут препятствовать перемещению пакера как вверх, так и вниз. Проходное отверстие пакера открывается после среза винтов. Распакеровка осуществляется при подъеме труб после предварительного отвинчивания верхней части пакера в муфте и среза винтов. После среза штифта верхний ствол перемещается вверх и доводит втулку до плашкодержателя, последний стягивает плашки с конуса, освобождая их. Затем бурт тянет вверх корпус и муфту, освобождая манжеты. Одновременно при движении нижнего ствола вверх бурт ствола доходит до нижнего конуса и вытягивает его из плашек, освобождая их. 80 ПРИЛОЖЕНИЕ 5 Пример выполнения контрольного задания 1 Разработка конструкции разобщающегося устройства пакера 1.1 Выбор базовой модели и техническая характеристика пакера Условие задания Выберите необходимый тип пакера для перекрытия нижней части эксплуатационной колонны. Опишите его устройство и принцип действия. Определите прочность обсадной колонны в месте контакта якоря, величину контактного давления и осевой силы, действующих на пакер. Исходя из анализа существующих конструкций пакеров и условий работы, выбираем пакер типа ПН-ЯГМ, представленный на рисунке 11. Данный пакер имеет следующую характеристику: Наружный диаметр пакера, 140 мм. Рабочее давление, 21 МПа. Диаметр проходного отверстия, 76 мм. Скважинная среда – нефть, газ, газоконденсат и пластовая вода. Температура скважинной среды, не более 120°С. Условный диаметр эксплуатационной колонны труб, ГОСТ632-80, разобщаемой пакером, 168-178 мм. Габаритные размеры, мм: - диаметр 40; - длина 1880. 1.2 Определение основных параметров 1.2.1 Расчет на прочность основных деталей 1.2.2 Расчет прочности обсадной колонны Расчет произведен по методике, представленной в литературе [14, 21]. Определение прочности обсадной колонны в месте контакта якоря, величины контактного давления и осевой силы, действующих на пакер, рисунок 7. 81 Площадь поперечного (диаметрального) сечения уплотнительного элемента в деформированном состоянии, F, м2: F =πR2-πr2, где R – наружный радиус уплотнительного элемента пакера, R = 0,138 м; r – внутренний радиус резины, r = 0,05 м. F = 3,14·0,1382-3,14·0,052 = 0,052 м2. Контактное давление между обсадкой колонной и уплотняющими элементами а, б, в, Рk , МПа: Рk = Pkc + Pkn, где Рkc – контактные давления за счет предварительного сжатия, МП: R2 − r 2 3 мp Q c i Pkc = −G + ∆p , R2 − r 2 1 − мp F c i ( ( ) ) где µр – абсолютная вязкость жидкости, µр = 1 МПа с; Q – наименьшая величина осевой силы, Н; Q ≥ 0,111∆1 + GF ((( R 2 c − r 2 ш )3 − ( R 2 п − r 2 ш )3 / ( R 2 c − rш 2 ) 2 ( R 2 п − r 2 ш )) , Rc – наружный радиус резины после деформации, Rc = 0,148 м; Rп – наружный радиус резины до деформации, Rп = 0,138 м. Q = 0,111 ⋅ 10 ⋅ 0,052 + 1 ⋅ 0,052 ⋅ (((0,1482 − 0,052 )3 − (0,132 − 0,052 ) /(0,1482 − −0,052 ) 2 ⋅ (0,132 − 0,052 )) = 0,057 м, ri – внутренний радиус резины, ri = 0,025 м; ∆p – перепад давления у пакера, ∆p = 10 МПа; G – коэффициент Пуассона, G = 0,475; 0,475 0,057 (0,1482 − 0,0252 ) 3 Рkc = [( ) − 1( ) + 10] = 4,15 МПа, 1 − 0,475 0,052 (0,1482 − 0,0252 ) 2 где Pkn – контактные давления за счет действия перепада давления, МПа. 2 2 3 мp Q Rn − ri Pkn = − + ∆p , 1 − мp F Rn2 − ri2 ( ( ) ) 0,475 0,057 (0,132 − 0,0252 ) 3 Pkn = [( ) − 1( ) + 10] = 5,2 МПа, 1 − 0,475 0,052 (0,132 − 0,0252 ) Рk = 4,15+5,2 = 9,35 МПа. Высота уплотнительного элемента пакера в свободном состоянии может быть определена из условия равенства площади его поверхности до и после деформирования. Как считают некоторые авторы методов расчета пакеров, это 82 условие обеспечивает предохранение от затекания резины в зазор между пакером и обсадной колонной. Расчеты высоты уплотнительного элемента при учете этого положения дают наименьшую высоту, hmin , м, одного уплотняющего элемента: hmin = ((2hc ( Rc + ri ) + R 2c − R 2 п ) /(2( Rп + ri )) , где hс – высота элемента в сжатом состоянии, м; hmin = (2 ⋅ 0,05 ⋅ (0,148 + 0,05) + 0,1482 − 0,132 ) /(2 ⋅ (0,13 + 0,05)) = 0,07 м . В пакере рекомендуют иметь несколько (два-четыре) таких уплотнений. Наибольшая высота уплотнительного элемента, hmax, м, может быть найдена по условию самозакрепления пакера при действии осевого усилия: hmax = ( R 3c ( Rc 2 − R 2i )) /(0, 45 ⋅ f(R 2 п − R 2i )(3Rc + 2 R 2c ⋅ ri − r 2i )) , где f – коэффициент трения, f = 0,1; hmax = ((0,1483 (0,1482 − 0,0652 )) /((0,45 ⋅ 0,1(0,132 − 0,0252 ) ⋅ ((3 ⋅ 0,148) + +(2 ⋅ 0,1482 ⋅ 0,025) − 0,0252 )) = 0,176 м. Определяем оптимальную длину хода штока, Son, м, по следующей формуле: Son = (hR 2 п (k 2 оп − 1)) /(k 2оп ⋅ R 2 п − r 2 i ) , где h – высота ненагруженного уплотняющего элемента, h = 0,15, м; kоп – коэффициент оптимальности, kоп = 1,07-1,14; Son = (0,15 ⋅ 0,132 ⋅ (1,142 − 1) /(1,142 ⋅ 0,132 − 0,0252 )) = 0,035 м. При расчете пакера необходимо проверять влияние плашечного захвата на прочность обсадной колонны. В конструкциях пакеров, где плашки полностью перекрывают кольцевой зазор, нагрузка на обсадную колонну распределена равномерно по всему периметру. В этом случае предельная осевая нагрузка на плашечный захват, при которой обсадная колонна не нарушается, Qпред , МН: Qпред ≤ ((у Т ntgб ( D 2 − d 2 )lпл ) /( D 2 − d 2 )) ⋅ Lпл 2 + (16 / 3) ⋅ f 2 пл , где σt – предел текучести материала труб обсадной колонны, σt = 1155 МПа; n – число плашек (по радиусу) равное, n = 4; α – угол конуса плашки, α = 7°; D – диаметр эксплуатационной колонны, D = 0,168, м; d – диаметр плашечного захвата, d = 0,148, м; h – толщина стенки трубы обсадной колонны, h = 0,01 м; lпл – высота плашек (длина по вертикали), lпл = 0,15 м; Lпл – длина хорды плашки, Lпл = 0,06 м; fпл – стрела дуги поверхности плашки, fпл = 0,035 м. 83 Qпред ≤ ((1155 ⋅ 4 ⋅ tg7 0 (0,1682 − 0,1482 )0,15 / 0,062 + (16 / 3)0,0352 × ×(0,1682 + 0,1482 ) = 1,07 МН. При ограниченном контакте плашек по периметру обсадной колонны участки труб между ними работают на изгиб [9]. Запасы прочности при расчетах по [12] принимают равными 1,15 для обсадных труб диаметрами 114-219 мм и 1,52 мм. При расчетах по Qпред запас прочности берут примерно в два раза большим, учитывая, что предел касательного напряжения τт ≈ 0,58σt. При разработке конструкции пакера предельная нагрузка Qпред сравнивается с нагрузкой, необходимой для создания уплотнения Q. Если Qпред<Q, то в конструкцию пакера вносят необходимые изменения (угла α, геометрических размеров уплотнения). Расчет показал, что принятые размеры и материалы соответствуют требованиям эксплуатации и работоспособности данного пакера. 1.2.3 Сила трения пакера о стенку обсадной колонны Расчет произведен по методике, представленной [14, 21]. Силу трения уплотнительного элемента пакера о стенку обсадной колонны, Fтр , кН, определим из формулы Fтр = мТ ⋅ f0 ⋅ ( S1 + S 2 ) , где мT – коэффициент трения скольжения резины по стали, мT = 0,6; f0 – начальное давление уплотнения (контактное напряжение), f0 = 101 МПа; S1 – площадь внутренней боковой поверхности уплотнительного элемента, S1 = 0,0245 м2; S2 – площадь наружной боковой поверхности уплотнительного элемента, S2 = 0,0338 м2; FTP = 0,6 ⋅ 101 ⋅ (0,0245 + 0,0338) = 346, 2 кН . При FTP = 320 кН условие действия силы на обсадную колонну выполняется [9]. Полную нагрузку, необходимую для деформирования уплотнительного элемента, Pд, кН, определяем из суммы усилий, необходимых для преодоления трения и «чистого» сжатия уплотнительного элемента. Р Д = Р + FТР . где P – сила действия на резиновый элемент, кН; 84 е ⋅ Есж ⋅ F0 , 1− е где е – коэффициент определяющий фактор поверхности, е = 0,4; Есж – модуль сжатия резины, Есж = 0,439 МПа; 0, 4 P = 4,39 ⋅ 284 ⋅ = 8,145 кН , 1 − 0,4 P= Р Д = 8,145 + 346,2 = 354,345 кН . При 339 < Р Д < 379 кН условие прочности выполняется [9]. Условие прочности выполняется. 2.1 Расчет основных деталей Расчет произведен по методике, представленной [14, 21] 2.1.1 Расчеты, подтверждающие работоспособность конструкции Определение осевого усилия и геометрических размеров разобщителя. Согласно схеме разобщителя, рисунок 6, осевое усилие для уплотняемых поверхностей будет создаваться весом НКТ (хвостовиком), оставляемым на все время эксплуатации. Удельное давление PQ, необходимое для обеспечения герметичности соединения, равно [5]. PQ = б + вр где б – определенное экспериментальное начальное удельное давление, необходимое для уменьшения высоты неровностей на стыкуемых поверхностях, зависящее от вида задавочной жидкости и чистоты поверхностей, б = 15; вр – коэффициент, необходимый для обеспечения герметичности запаса, вр = 0,25: PQ = 15 + 0, 25 = 15, 25 . Расчет удельного давления для притертых поверхностей, PQI , кН: PQI = (15 + 1,2 P ) ⋅ 5 , l где l – ширина кольцевого пояска, м; d1 − d 2 , 2 где d1 – наружный диаметр кольцевого пояска, d1 = 0,014 м; d2 – внутренний диаметр кольцевого пояска, d2 = 0,13 м. l= 85 Для конусного соединения эта формула, PQI , преобразуется PQI = (15 + 1, 2 P ) ⋅ 5⋅ 2 d − d2 sin 1 ϕ , где Р – давление задавочной жидкости, Р =10 МПа; ϕ – угол конуса, ϕ = 30° , PQI = (15 + 1,2 ⋅ 10 ) ⋅ 5⋅ 2 = 477 кН . (14 − 13, 2 В нашем примере для уплотнения конусного соединения требуется меньшее усилие. Осевое усилие, для уплотняющих поверхностей будет создаваться весом НКТ (хвостовиком), оставляемым на все время эксплуатации. С целью уменьшения металлоемкости и расширения области применения (за счет меньшей длины хвостовика) определяем максимальное осевое усилие, Рp, кН, в зависимости от угла и ширины кольцевого пояска. р f ⋅ (d 12 − d 22 ) ⋅ 1 − , d1 tgϕ где f – коэффициент трения, f =0,1; Pp = PQ ⋅ = 54 кН . В результате расчетов получили максимальную нагрузку при d2 = 0,13 м Pp = 15,25 ⋅ 3,14 ⋅ 0,0142 − 0,132 0,014 ( 0,1 ) ⋅ 1 − tg30 0 и ϕ = 30o , что с применением оборудования в технологических процессах необходимо установить зазор. Установочная муфта, спускаемая вместе с колонной, и конус-муфта пакера-отсекателя образуют конусное соединение, от которого зависит герметичность соединения. Кольцевой поясок на установочной муфте и конус на муфте должны быть обработаны шлифованием до высокой чистоты обработки. 2.1.2 Расчет скорости падения НКТ Расчет произведен по методике, представленной [13]. Расчет скорости падения НКТ, v, м/с, выполнен по формуле, выведенной по результатам исследований движения цилиндрических тел в восходящем потоке жидкости: 86 R R2 − r 2 G ⋅ lн ⋅ − 2 v= , 2 ⋅ р ⋅ м⋅ L r R + r2 где м – абсолютная вязкость жидкости, МПа с, м = 1 МПа с; R – радиус эксплуатационной колонны, R = 0,065 м; r – радиус НКТ, м, r = 0,037 м; G – вес НКТ, Н, G = g ⋅ L ⋅ К арх , где g – вес 1 м НКТ, Н; L – длина трубы, L = 1500 м; К арх – коэффициент плавучести; К арх = 1 − ссж , с НКТ где с НКТ – плотность материала НКТ, кг/см3 ; ссж – плотность скважинной жидкости, кг/см3; 1000 = 0,872 , 7850 G = 9, 48 ⋅ 1500 ⋅ 0,872 ⋅ 9,81 = 121642,43 Н , К арх = 1 − 121642, 43 0,065 0,0652 − 0,00037117 v= ⋅ ln ⋅ − = 4,875 м / с . 2 ⋅ 3,14 ⋅ 1 ⋅ 1500 0,019266 0,0652 + 0,00037117 2.1.3 Расчет узла сопряжения пакера-отсекателя на статическую прочность Проведем расчет из условия статической прочности узла сопряжения пакера-отсекателя, пары конус-седло, из расчета максимально создаваемой нагрузки. Материал конус-муфты и посадочного конуса одинаковы – Ст 40Х. Нагрузки, действующие на рассматриваемую пару, одинаковы, следовательно, расчеты для посадочного конуса и конус-муфты равнозначны. При расчетах сделаны следующие допущения: бурт посадочного конуса и конус-муфты имеют конусную поверхность, и поэтому для упрощения вычислений расчет ведем по среднему диаметру бурта как для цилиндрической поверхности. Статическая прочность узла, ф, МПа: Ргидр ф= ⋅ n ≤ [ ф] , F 87 где n коэффициент запаса, n =2; [ф] – допустимая величина статической прочности, [ф] = 600 МПа; Ргидр – гидравлическое давление в скважине, МПа Ргидр = ∆Р·Fскв, где ∆P – принимаем из условия необходимого превышения давления при глушении скважины, ∆P = 0,64 МПа; Fскв – площадь поперечного сечения скважины, м2: Fскв = πD2/4, D – диаметр скважины, D = 0,14 м; Fскв = 3,14·0,142/4 =0,0154 м2; Ргидр =0,64·0,0154 =0,01 МПа; F – площадь среза бурта, м2; F = 2⋅р ⋅ R⋅h, где h – высота конуса, h = 0,14 м, F = 2 ⋅ 3,14 ⋅ 0,065 ⋅ 0,14 = 0,057м 2 , ф= 0,01 ⋅ 2 = 350 МПа < [ф] = 600 МПа. 0,057 Прежде чем выбрать высоту бурта, надо произвести расчет по динамической нагрузке и выбрать наибольшее значение высоты бурта. 2.1.4 Расчет бурта при динамической нагрузке При расчете сделаны следующие допущения: - удар неупругий, при ударе падающий груз не отскакивает, не возникают упругие волны; - система обладает одной степенью свободы; - бурт имеет конусную поверхность, для упрощения вычислений расчет ведем по среднему диаметру бурта как для цилиндрической поверхности. Коэффициент запаса прочности, n, МПа: n= [σ ] , σэ 7,9 < n < 9,9. где [σ ] – допускаемое нормальное напряжение, [σ ] = 800 МПа; у э – эквивалент по III теории прочности, МПа: у э = у 2д + 4ф2д , где σд – напряжение от действия динамической нагрузки, МПа; 88 σд = σст ⋅ kд , где kд – коэффициент динамичности, kд = 3,25; у ст – статическое напряжение от действия нагрузки, МПа: σст = Рст , Fк где Fк – площадь кольца бурта, м2: Fк = р ⋅(D + d ) ⋅Κ , 2 где К – поправочный коэффициент, К = 6,1: Fк = 3,14 ⋅ ( 0,14 + 0,134 ) ⋅ 6,1 = 2,62 ·10-3 м2; 2 Рст – сила тяжести колонны НКТ, Н; Рст = q ⋅ L ⋅ g , где q – вес погонного метра НКТ, q = 0,0093 м; L – длина НКТ, L = 1490 м; g – ускорение свободного падения, g = 9,81 м/с2, Рст = 0,0093·1490·10 =69750 Н, σст = 69750 = 26,62 МПа, 2,62 ⋅ 10−3 σд = 26,62 ⋅ 3,25 = 86,52 МП, τд – касательное напряжение от динамической нагрузки, МПа, τд = τст ⋅ kд , где τст – касательное напряжение от статической нагрузки, МПа, τ cт = Pст Fпл.ср.б. , Fпл.ср.б. – площадь среза бурта, м2; Fпл.ср.б = π ⋅ D ⋅ h , где h – высота бурта, h = 0,05 м; Fпл.ср.б = 3,14 ⋅ 0,14 ⋅ 0,05 = 2,2 ⋅ 10−2 м2; 89 τcт = 69750 = 3,17 МПа, 2,2 ⋅ 10-2 τд = 3,17 ⋅ 3,25 = 10,3 МПа, σ э = 86,522 + 4 ⋅ 10,32 = 88,93 МПа , n= 800 = 8,99 88,93 Условие прочности выполняется. Произведенные расчеты и проверка по III теории прочности показывают, что выбранный размер высоты седла конуса удовлетворяет заданным требованиям. 90 ПРИЛОЖЕНИЕ 6 Федеральное агентство по образованию Российской Федерации Ухтинский государственный технический университет Кафедра МОН и ГП КОНТРОЛЬНАЯ РАБОТА №______ По________________________________________________ (наименование дисциплины) студента______курса специальности__________________ ______________________________________________________ (наименование специальности) группа ___________________________________________ шифр_______________ _______________________________________________________ (фамилия, имя, отчество студента) Домашний адрес: (Регистрация кафедрой) Учебное издание Аванесов Валерий Арамович Москалева Евгения Михайловна Пакеры для проведения технологических операций и эксплуатации скважин Учебное пособие Редактор Коптяева К.В. Технический редактор Коровкина Л.П. План 2007 г., позиция 26. Подписано в печать 28.12.2007 г. Компьютерный набор. Гарнитура Times New Roman. Формат 60 х 84 1/16. Бумага офсетная. Печать трафаретная. Усл. печ. л. 5,3. Уч.- изд. л. 5,0. Тираж 150 экз. Заказ №216. Ухтинский государственный технический университет. 169300, г. Ухта, ул. Первомайская, 13. Отдел оперативной полиграфии УГТУ. 169300, г. Ухта, ул. Октябрьская, 13.
