Расчет пакера ПРО-ЯМО2-ЯГ1(М)

ID: 165956
Дата закачки: 27 Апреля 2016
Продавец: https://vk.com/aleksey.nakonechnyy27 (Напишите, если есть вопросы)
Посмотреть другие работы этого продавца

Тип работы: Работа Курсовая
Форматы файлов: AutoCAD (DWG/DXF), КОМПАС, Microsoft Word
Сдано в учебном заведении: ИНиГ

Описание:
Пакеры применяют для разобщения пластов, изоляции обсадных колонн от воздействия скважинной среды в процессе эксплуатации нефтяных, газовых, газоконденсатных скважин, а также для проведения в них ремонтно-профилактических работ и ликвидации поглощений.
Пакеры используют для проведения технологических операций по гидроразрыву, кислотной и термической обработкам продуктивного пласта, для выполнения изоляционных работ, гидропескоструйной перфорации, установки проволочных фильтров и клапанов-отсекателей, очистки забоев скважин, газлифтной эксплуатации и т.д. Пакеры спускают в скважину на колонне поднимаемых труб либо вместе с трубами. Проходное отверстие пакера должно позволять беспрепятственно спускать инструмент и оборудование для проведения необходимых технологических операций.
Пакер должен выдерживать максимально необходимый перепад давления, действующий на него в экстремальных условиях (рабочее давление).
Перепады давления, воспринимаемые пакерами, находятся в интервале от 7 до 100 МПа. Температура окружающей среды при эксплуатации скважин может изменяться от 40 до 100оС, а при тепловом воздействии на пласт достигает в некоторых случаях 300..400оС.
Кроме того, пакер является эффективным техническим средством для поиска дефектов. Недостатком является лишь то, что он не позволяет определить характер (форму и размер) дефекта.[8]
Классификация пакеров
- по восприятию перепада давления пакеры подразделяются:
ПВ - усилие направлено от перепада давления вверх;
ПН - усилие направлено от перепада давления вниз;
ПД - двустороннего действия (усилие от перепада давления направлено как вверх, так и вниз).
- по способности фиксироваться на месте установки пакеры подразделяют:
Я - фиксирующиеся якорем;
Без обозначения - не требующие посадки.
- по способу посадки пакеры подразделяют:
Г - гидравлические;
М - механические;
ГМ - гидромеханические;
Без обозначения - не требующие посадки.
- по способу съема пакеры подразделяют:
В - вращением;
Р - разбуриванием;
И - специальным инструментом;
Без обозначения - натягом.
-по исполнению:
Без обозначения- нормальное;
Коррозионностойкое:
К1 - углекислотостойкое (СО2 не более 10% об.),
К2 - сероводородостойкое (H2S и СО2 не более 10% об. каждого компонента),
К3 - сероводородостойкое (H2S и СО2 свыше 10%, но не более 25% об. каждого компонента),
Т - термостойкое (для рабочих сред с температурой более 150оС). [1]
Рассмотрим различные конструкции пакеров и выберем пакер, который наиболее подходит для данных условий.
2.Обзор различных конструкций пакеров
1. Пакер заколонный проходной гидромеханический двухманжетный типа ПГМД
Основная область применения пакера типа ПГМД – повышение качества разобщения двух пластов, разделенных тонкими (не более 2-3 м) глинистыми прослоями.
Пакер ПГМД отличает высокая технологичность в эксплуатации, надежное формирование высокопрочной самоуплотняющейся манжетно-цементной перемычки, свободное регулирование длины перемычки (минимальная длина 500мм), сохранение герметизирующих свойств перемычки при ее частичном размещении в интервале перфорации.
2. Пакер гидромеханический двухманжетный ПГМД1
Пакер типа ПГМД1 аналогичен по конструкции пакеру типа ПГМД и предназначен для надежной изоляции близкорасположенных продуктивных пластов и обеспечивает оптимальные условия формирования цементного кольца в прилегающих зонах, тем самым исключает проникновение пластового газа и агрессивных жидкостей в твердеющую тампонажную смесь. Защищает цементный камень от ударной волны при перфорации эксплуатационной колонны, сохраняет его контакт с трубами при изменении осевых нагрузок на обсадную колонну, центрирует смежные участки колонны. Введение расширяющейся добавки в межманжетное пространство при пакеровке скважины позволяет увеличить объем твердеющего тампонажного раствора. Область применения пакеров типа ПГМД1- скважины с номинальным диаметром 216мм с обсадными колоннами диаметром 140-168 мм.
3. Пакер гидравлический проходной с малогабаритным клапанным узлом типа ПГПМ1
Заколонный проходной гидравлический пакер типа ПГПМ1 предназначен для повышения качества изоляции продуктивных пластов при креплении скважин с целью предотвращения межпластовых перетоков и затрубных проявлений пластовых флюидов в период твердения цементного раствора, освоения и эксплуатации скважин.
Пакер спускается в скважину в составе эксплуатационной колонны диаметром 146 или 168 мм и устанавливается в заданном интервале. В полость уплотнительного элемента пакера в заводских условиях закачивается отверждаемый гидрофобный полимерный состав, полимеризация которого происходит только в присутствии продавочной жидкости, попадающей в пакер их внутреннего колонного пространства при его срабатывании. Таким образом, существенно повышается долговечность и надежность работы пакера.

4. Пакеры заколонные гидравлические типов ПЗГ и ПЗМ
Пакер типа ПЗГ предназначен для установки в составе обсадной колонны, как в интервале цементирования, так и вне его, для обеспечения надежной изоляции продуктивных пластов. Кроме функции разобщения пластов и предотвращения межпластовых перетоков жидкостей и газа пакер обеспечивает оптимальные условия для формирования цементного кольца в прилегающей к пакеру зоне затрубного пространства. В частности, исключает возможность проникновения газа и агрессивных жидкостей в твердеющую тампонажную смесь, центрирует обсадную колонну в скважине и вызывает образование над ним зоны седиментационного уплотнения смеси.
Пакер типа ПЗМ предназначен для обеспечения высокой технологичности изоляции продуктивного пласта перед гидравлическими разрывами или нагнетанием вытесняющих агентов при особо интенсивных режимах эксплуатации скважин.
5. Заколонный гидравлический пакер типа ПДМ для ступенчатого и манжетного цементирования скважин
Пакеры типа ПДМ обеспечивают проведение двухступенчатого и манжетного цементирования скважины с созданием герметичной перемычки в заколонном пространстве над поглощающими и проявляющими пластами. Конструктивная простота уплотнительного элемента сочетается с его надежностью при пакеровке в устойчивом стволе скважины и предыдущей обсадной колонне.
6. Пакер проходной гидравлический универсальный типа ППГУ
Пакер ППГУ предназначен для проведения следующих работ:
- исключения заколонных перетоков и проявлений пластовых флюидов во всей зоне цементирования скважины;
- заданного (оптимального) уменьшения репрессии на пласт – эксплуатационный объект в период ОЗЦ с сохранением под пакером столба тампонажного раствора, исключающего возникновение заколонных перетоков между разнонапорными пластами продуктивной зоны;
- разобщения пластов выше и ниже зоны цементирования, а также без цементирования скважины;
- сохранения уровня столба тампонажного раствора в заколонном пространстве;
- высокотехнологичного (без бурения в обсадной колонне) манжетного и ступенчатого цементирования скважин (в комплексе с проходной цементировочной муфтой типа МЦП);
- дополнительного повышения или восстановления герметизирующей способности крепи с наименьшими затратами путем допакеровки скважины при ее освоении и эксплуатации.
Пакер устанавливается в составе колонны обсадных труб в любом заданном интервале глубины ствола скважины.
7. Пакер ППДС
Пакер ППДС предназначен для поддержания пластового давления пластового давления в нагнетательных скважинах, а также для защиты эксплуатационных колонн от динамических нагрузок в нагнетательных и эксплуатационных скважинах при закачке жидкостей и газожидкостных смесей и гидравлических разрывах пластов.
8. Пакеры заколонные типов ПЗ-168Ц и ПЗ-216
Пакер заколонный типа ПЗ-168Ц предназначен для надежного разобщения вскрытых продуктивных пластов от затрубного пространства спущенной обсадной колонны на период затвердения цементного раствора с целью исключения возможности возникновения заколонных перетоков пластового флюида.
Пакер заколонный типа ПЗ-216 предназначен для герметизации заколонного пространства обсадных колонн диаметров 140 и 146 мм с целью разобщения пластов в вертикальных, наклонно направленных и горизонтальных скважинах.
9. Пакеры механические повышенной надежности
Пакеры механические повышенной надежности типов ПРО-ЯМ, ПРО-ЯМ2, ПРО-ЯМЗ, ПРО-ЯМО и ПРО-ЯМО2 предназначены для длительного разобщения и изоляции эксплуатационной колонны от воздействия скважинной среды ниже и выше лежащих пластов, а также при проведении различных технологических операций при температуре в скважине до +100оС.
Отличительные особенности конструкции пакеров следующие:
- оснащение двумя резиновыми пакерирующими элементами;
- заякоривающее устройство пакеров размещено под резиновыми пакерирующими элементами для предотвращения перемещения пакера вниз;
- для предотвращения перемещения пакера вверх при использовании в нагнетательных скважинах и недостаточном весе труб для его удержания, предусмотрена установка над пакером удерживающего гидравлического якоря;
- пакеры типов ПРО-ЯМ, ПРО-ЯМ2 и ПРО-ЯМ3 устанавливаются в скважине путем вращения колонны труб вправо на ¼ оборота с одновременным перемещением вниз;
- пакеры типов ПРО-ЯМО, ПРО-ЯМО2 устанавливаются в скважине механически, путем манипуляций осевых перемещений колонны труб без вращения;
- все пакеры приводятся в транспортное положение путем натяжения колонны труб.
Пакеры механические типа ПРО обладают следующими преимуществами:
- высокая надежность изоляции пласта при длительной эксплуатации и высоких перепадах давления на пакер;
- отсутствие затекания резинового уплотнительного элемента позволяет увеличить наработку на отказ в 10-20 раз по сравнению с серийными пакерами;
- герметичное перекрытие кольцевого пространства при широком диапазоне внутреннего диаметре колонны труб в наклонных, горизонтальных и в глубоких скважинах без вращения труб;
- возможность создания импульсного воздействия на пласт при высокой депрессии;
- снижение осевой растягивающей нагрузки при распакеровке после длительной эксплуатации.
10. Пакеры повышенной надежности с упором на забой типов ПРО, ПРВ, ПРО-Ш и ПРО-Ш-К
Пакеры типов ПРО, ПРВ, ПРО-Ш и ПРО-Ш-К предназначены для освоения и эксплуатации нефтяных и газовых добывающих и нагнетательных скважин, а также для проведения различных технологических операций.
Отличительные особенности указанных пакеров следующие:
- не имеют нижнего заякоривающего устройства и ими можно работать с упором на забой;
- пакеры типов ПРО-Ш и ПРО-Ш-К, в отличие от пакеров типа ПРО и ПРВ, снабжены шпонкой и обеспечивают передачу крутящего момента на колонну труб (или оборудования), установленного под пакером;
- в пакерах типов ПРО, ПРО-Ш и ПРО-Ш-К уплотнительного элементы выдерживают перепад давления двухстороннего действия до 100 МПа при температуре до 100оС;
- в пакерах типа ПРВ уплотнительный элемент выдерживают перепад давления, направленный снизу вверх- до 100 МПа, а направленный сверху вниз- до 21 МПа;
- в случае создания под пакером избыточного давления, если вес труб недостаточен для удержания пакера от перемещения вверх, под пакером необходимо установить гидравлический якорь, поставляемый отдельно;
- пакеры типа ПРО-Ш-К снабжены съемным клапаном, который в процессе пакеровки скважины изолирует подпакерную зону от надпакерной, а при распакеровке, а также при промывке скважины или спуско-подъемных операциях обеспечивает сообщение подпакерной зоны с надпакерной;
- пакеры типов ПРО, ПРО-Ш и ПРО-Ш-К могут быть использованы в комплекте с трубным пластоиспытателем;
- пакеры типа ПРВ рекомендуется использовать для нагнетания жидкости.
Пакеры типа ПРО обладают следующими преимуществами:
- независимо от изгиба колонны труб над и под пакером обеспечивается высокая надежность изоляции пласта при длительной эксплуатации и больших перепадах давления;
- отсутствие затекания резинового элемента в пакерах типов ПРО, ПРО-Ш и ПРО-Ш-К позволяет увеличить наработку на отказ в 10-20 раз, по сравнению с серийными пакерами;
- герметичное перекрытие кольцевого пространства при широком диапазоне внутреннего диаметра колонны труб;
- оборудование может быть многократно использовано и отличается простотой обслуживания.

11. Пакеры механические ПРО ЯМО2 ЯГ1(М), ПРО ЯМ2 ЯГ1(М)
Область применения:
- рекомендуют для проведения опрессовки обсадной колонны и поиска негерметичности;
- для кислотной обработки пласта под давлением;
- для проведения ремонтно-изоляционных работ и других технологических операций;
- для установки в нагнетательных и эксплуатационных скважинах.
Достоинства:
- пакеры содержат раздвижные опоры, препятствующие выдавливанию резиновых уплотнительных элементов в межтрубный зазор, что повышает надежность герметизации и облегчает срыв пакеров;
- надежная герметизация эксплуатационной колонны при проведении работ, требующих создания высокого перепада давления на пакер;
- легкая распакеровка без дополнительной растягивающей нагрузки;
- конструкции пакеров проверены многолетним опытом успешного применения.
Конструктивные особенности:
- пакеры ПРО-ЯМО2-ЯГ1(М), ПРО-ЯМОЗ-ЯГ2, ПРО-ЯМО3-ЯГ3(М) устанавливаются в скважине механически, путем осевых перемещений НКТ (не требуют вращения), приводятся в транспортное положение натяжением колонны труб;
- удерживанию пакера от перемещения вверх служит верхнее гидравлическое заякоривающее устройство, которое приводится в действие созданием внутритрубного давления;
- оборудование многократного действия за одну СПО;
- высокая ремонтопригодность.

Комментарии: При выборе типа пакера учитывают большое число факторов, таких как:
глубина скважины;
горно-геологические условия;
величина давления, которое будет действовать на пакер;
технологичность, надежность, эффективность, стоимость различных конструкций пакеров;
для каких целей применяется пакер.
От глубины скважины зависит, какой вес колонны НКТ будет действовать на пакер. Если скважина, в которой устанавливается пакер не глубокая, то возможна установка пакера без дополнительного заякоривающего устройства.
Горно-геологические условия будут влиять на то, в каком исполнении пакер мы выберем. Это могут быть углекислотостойкое, сероводородостойкое и термостойкое исполнения. Породы, в которых пакер будет закрепляться, влияют на способ установки пакера. Также, следует обращать внимания на направление перепада давления, так как от этого зависит необходимость установки якоря.
Технологичность, надежность, эффективность, стоимость - это технико-экономические показатели работы пакеров. От них зависит безопасность проведения работ на скважине, технологический и экономический эффект от установки пакера.
При выборе пакера я учел, что глубина скважины составляет 4000м, поэтому необходимо использование дополнительного заякоривающего устройства. Информация о горно-геологических условиях в скважине отсутствует, поэтому достаточно нормальное исполнение пакера. Также, в ходе выбора оборудования, были учтены направление перепада давления снизу вверх и его величина.
Также я основывался на отзывах предприятий, использующих пакеры для герметизации нарушенных участков обсадной колонны, для разобщения зон затрубного пространства и для ремонта.
В результате анализа, проведенного над различными конструкциями пакеров, я остановил свой выбор на серии ПРО-ЯМО2. Пакеры данной серии оснащаются гидравлическим якорем, исключающим перемещение вниз, выдерживают перепад давления до 100 МПа, обладают высокой надежностью и обеспечивают высокий уровень герметичности. Кроме того, пакер этой серии является извлекаемым, то есть может использоваться более одного раза. Предприятия, использующие пакеры серии ПРО-ЯМО2, оставили положительные отзывы и отметили высокую надежность данных пакеров. Технические характеристики пакера приведены в таблице.[1]

Технические характеристики пакера ПРО-ЯМО2-ЯГ1(М)
Таблица 3.1.

Шифр Обсадная колонна Наружный диаметр, мм Диаметр проходного канала, мм, не менее
Длина, мм, не более
Масса, кг, не более Присоединительная резьба гладких НКТ, ГОСТ 633-80
Условный диаметр, мм Толщина стенок, мм Верх (муфта) Низ (ниппель)
ПРО- ЯМО2-ЯГ1(М)-136 168 8-12 136 58 2280 132 89 73

4. Принцип действия

Порядок работы
Перед спуском пакера в скважину необходимо прошаблонировать колонну обсадных труб диаметром шаблона, больше наружного диаметра спускаемого пакера на 2-3 мм. Длина шаблона 3-4 м.
В месте установки пакера необходимо обязательно произвести скрепером очистку стенок эксплуатационной колонны согласно «Инструкции по безопасному ведению работ при очистке эксплуатационной колонны скважины скребками (скреперами) типа СК при текущем и капитальном ремонте скважин» от 19.04.1998 г.
Произвести визуальный осмотр пакера и затяжку резьбовых соединений. Проверить состояние уплотнительных элементов, перемещение плашек и планок.
Фиксатор пакера устанавливают в транспортное положение.
Перед спуском к нижнему концу пакера наворачивают защитную муфту или трубу.
При выборе места установки пакера исключают его попадание в место стыковки двух обсадных труб, а также интервалы перфорации и нарушения целостности обсадных колонн.
Пакеры типа ПРО-ЯМО2-ЯГ устанавливаются в скважине механическим способом, путем манипуляции осевых перемещений колонны труб без вращения.
Производят спуск пакера вместе с якорем на расчетную глубину с помощью колонны НКТ. В процессе спуска пакера, подпружиненный шлипсодержатель постоянно имеет контакт с внутренней поверхностью обсадной колонны.
Приведение пакера в рабочее положение:
Для установки пакера в заданном интервале колонну труб приподнимают на расстояние Н(интервал для подъема свинченной трубы) с соблюдением условия 10<Н<20 см. Т. е., колонну труб приподнимают не менее 10 см и не более 20 см, затем разгружают для пакеровки.
В зависимости от условий в скважине (деформация труб, кривизна ствола скважины) минимальное или максимальное значение перемещения колонны труб вверх может быть больше вышеуказанных значений, и практически эту величину определяют опытным путем. Поэтому, если при первом перемещении труб вниз пакер не удается установить, то в дальнейшем колонну труб снова приподнимают на величину, превышающую прежнее значение Н, например, при второй попытке расстояние при подъеме труб Н доводят до 15 см и снова производят разгрузку колонны.
В дальнейшем операция повторяется с постепенным увеличением значения Н на 5-7 см. Допускается повторение всего процесса установки пакера, начиная с минимального значения Н.
При перемещении нижней части колонны труб или штока пакера относительно корпуса якорного устройства, с соблюдением условия 10см<Н<20см (в среднем Н=15 см), фиксатор перемещается из положения I в положение III, затем при разгрузке инструмента переходит в положение IV.
При разгрузке инструмента, когда фиксатор перемещается в положение IV, шток с уплотнительными элементами перемещается вниз относительно корпусных деталей якоря. Конус 17 соприкасается с плашками 18, сжимая пружины 19, переместит их в радиальном направлении до зацепления со стенками обсадной колонны. При дальнейшей разгрузке инструмента уплотнительные элементы, увеличиваясь до диаметра скважины, герметизируют подпакерную зону.
Приведение якоря в рабочее положение:
Плашки якоря установлены на свободной посадке в окнах корпуса и удерживаются пружинами, которые упираются в планки. При подаче жидкости под давлением преодолевается сопротивление пружин. Плашки выдвигаются в радиальном направлении и вступают в контакт с эксплуатационной колонной. В таком положении якорь может сопротивляться осевым нагрузкам.
Демонтаж
При демонтаже первым делом выводят из контакта с эксплуатационной колонной якорь. Понижают внутритрубное давление до тех пор, пока сопротивление пружин не превысит давление жидкости на плашки. В результате этого плашки задвинутся в окна и выйдут из контакта с эксплуатационной колонной.
Для перевода пакера в транспортное положение инструмент постепенно приподнимают. При этом фиксатор из положения IV перемещается в положение II. Конус со штоком перемещается вверх относительно корпуса якоря. Плашки перемещаются вовнутрь, уплотнительные элементы принимают исходное положение.[9]
5. Расчет пакера
Дано:
Глубина скважины Hскв=4000м;
Обсадная колонна 168×8 мм;
Группа прочности обсадной колонны К;
Диаметр хвостовика d=73 мм;
Модуль сдвига резины G=8 МПа;
Перепад давления на пакере ∆Р=35 МПа;
Угол конуса плашки α=21°;
Число плашек по радиусу n=5 шт;
Внутренний радиус резины rш=36,5 мм;
Наружный радиус резины после деформации (равен внутреннему радиусу обсадной колонны) Rc=76 мм;
Высота плашек (длина по вертикали) lпл= 150 мм;
Длина хорды плашки Lпл=35 мм;
Стрела дуги поверхности плашки fпл=7 мм.

Размер файла: 440 Кбайт
Фаил: