Пакер для крепления хвостовиков в скважинах
PACKER FOR FIXING SHANKS IN WELLS

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к средствам для перекрытия внутренней полости между обсадной трубой и стенкой скважины, в частности к пакеру для крепления хвостовиков в скважинах диаметром 102, 114 или 127 мм при заканчивании вертикальных, наклонных, а также горизонтальных скважин.
В зависимости от горно-геологических условий известны различные способы заканчивания скважин, заключающиеся в спуске до забоя эксплуатационной колонны и цементированием, спуске хвостовика, установку верхней части хвостовика в нижней части предыдущей колонны и его цементирование.
При установке (спуске и цементировании) хвостовиков диаметром 102, 114 или 127 мм возникают технические трудности, особенно в наклонно направленных скважинах. Это связано с малыми зазорами между стенкой скважины и наружной поверхностью трубы хвостовика, необходимость защиты продуктивных пластов от воздействия цементного раствора, особенно при вскрытии нескольких горизонтов.
Малые зазоры приводят к необходимости создавать высокие давления при прокачке цементного pacтвopa, при этом возрастает опасность гидроразрыва пласта, особенно в пластах с аномально низким пластовым давлением, с последующим поглощением цементного раствора, что снижает фильтрационные характеристики продуктивного пласта.
Выше перечисленные проблемы решают с использованием уплотнительных узлов пакера с применением набухающих материалов.
Известен пакер, содержащий уплотнительный элемент с набухающим материалом (см. описание изобретения к патенту Российской Федерации №2 362 006 «Надувной пакер с набухающим слоем», МПК Е21В 33/127, опубл. 20.07.2009 г.)
Уплотнительный элемент известного пакера выполнен в форме трубы и установлен поверх корпуса пакера с образованием с ним кольцевого промежутка для размещения набухающего материала, обеспечивающего возможность захвата, по меньшей мере, части среды (вода или углеводороды), подаваемой между набухающим материалом и уплотнительным элементом.
Компоненты материала, включающего тройной этиленпропиленовый каучук, природный каучук и бромбутил каучук обладают различным сродством к среде набухания, в том числе воде и углеводородам. Как следствие, диффузия среды набухания в набухающий материал приводит к различной степени набухания последнего и создает градиент внутренних напряжений, что может стать причиной преждевременного разрушения набухающего материала.
Недостатком данного пакера является сложность конструкции, небольшая площадь контакта набухающего материала со скважинной средой и отсутствие всестороннего омывания набухающего слоя буровой промывочной жидкостью, что приводит к длительному времени набухания, усложняя тем самым процесс и увеличивая непроизводительные затраты времени на установку.
Кроме того большое разнообразие диаметров скважин и резьб обсадных труб требует большой номенклатуры размеров набухающих пакеров, что приводит к удорожанию конструкции скважин и корпусов пакеров, необходимости изготовления переходных переводников, что снижает надежность конструкции скважин и не исключает операцию по заливке цементного раствора в пространство между обсадной трубой и стенкой скважины.
Известен пакер набухающий, включающий, по крайней мере, один уплотнительный элемент с набухающим материалом, выполненный в форме полого цилиндра снабженного армирующим элементом, и защитные кольца (см. описание полезной модели к патенту Российской Федерации №171 929 «Пакер набухающий», МПК Е21В 33/12, опубл. 21.06.2017 г.).
Армирующий элемент, выполненный в виде перфорированного нержавеющего стального листа с двухсторонним покрытием из набухающего эластомера, закреплен на внутренней поверхности полого цилиндра и условно делит набухающий элемент на наружную и внутреннюю часть. В процессе омывания буровой промывочной жидкостью, наружная часть набухающего элемента набухает, а внутренняя часть перекрывается (блокируется) перфорированным стальным листом, и не участвует в процессе набухания, в результате чего отсутствует всестороннее набухание набухающего элемента.
Набухающий элемент пакера выполнен из эластомера - резиновой смеси, которая под воздействием пластовой жидкости (нефти, воды, газового конденсата) кратно (до 300%) увеличивается в объеме, теряя при этом механическую прочность. Состав эластомера набухающего элемента пакера подбирается с учетом состава пластовой жидкости, в который будет погружен пакер в процессе эксплуатации.
Недостатком указанного элемента является низкая устойчивость к воздействию среды набухания, что приводит к значительному (до 300%) увеличению объема. В результате диффузии среды набухания в матрицу эластомера значительно снижается модуль упругости, что приводит к потере устойчивости к механическим нагрузкам.
Необходимость индивидуального подбора набухающего элемента с учетом пластовой жидкости требует специального предварительного анализа для обоснованного выбора состава материала пакера. Кроме того требуется применение пропиточного состава верхнего слоя, совместимого с эластомером набухающего элемента и обладающего устойчивостью к действию индивидуальной пластовой жидкости. В результате возникает сложность подбора набухающего и не набухающего слоев.
Известен уплотнительный узел пакера, принятый в качестве прототипа, включающий, по крайней мере, два эластичных элемента, один из которых имеет форму полого цилиндра, снабженного армирующим слоем, выполненным из тканого либо нетканого материала, и защитные кольца (см. описание полезной модели к патенту Российской Федерации №140323 «Уплотнительный узел пакера», МПК Е21В 33/12, опубл. 10.05.2014 г.).
Один эластичный элемент выполнен из не набухающей резины в виде манжеты чашеобразной формы с внутренней конической поверхностью, а другой выполнен из набухающего в скважинных жидкостях эластомера и имеет форму полого цилиндра с конической поверхностью, связанной клеевым составом с контактирующей конической поверхностью чашеобразной манжеты. Второй элемент, выполненный в виде полого цилиндра, снабжен армирующим слоем из тканого либо нетканого материала (например, из полиамидной или хлопчатобумажной ткани), закрепленным на его внутренней поверхности. Несмежные концевые участки эластичных элементов снабжены защитными кольцами, препятствующими возможному повреждению эластичных элементов при спуске в скважину и их разрушению при действии заданного перепада давления.
Недостатком известного уплотнительного узла пакера является сложность изготовления и сложность конструкции, включающей армированные и не армированные тканью или нетканым материалом слои эластомера. При этом степень набухания армированных и неармированных слоев существенно различается из-за различия коэффициента диффузии среды набухания в матрицу эластомера. Как следствие, возникает градиент набухания и напряжений в уплотнительном узле пакера, что снижает его тампонажные характеристики.
Технической задачей и результатом предлагаемого изобретения является создание пакера, обеспечивающего надежность крепления хвостовика в скважинах диаметром 102, 114 или 127 мм при заканчивании вертикальных, наклонных, а также горизонтальных скважин, позволяющего обеспечить повышение надежности разобщения продуктивных пластов, защиту от попадания цементного раствора в продуктивные пласты, а также упростить технологию производства работ, снизить аварийность и сохранить гидравлическое совершенство продуктивной части в процессе строительства скважины.
Технический результат достигается тем, что пакер для крепления хвостовиков в скважинах включает пакерующие элементы с набухающим материалом, и защитные кольца, при этом он выполнен сборным в виде отдельных пакерующих элементов – опорных и буферных, поочередно установленных на трубе хвостовика, и разделенных между собой защитными дисками, с набухающим материалом разной степени набухания 10-15% и 40-50%, соответственно, при этом опорный пакерующий элемент выполнен в виде разъемного по образующей металлического корпуса, поверхность которого покрыта набухающим материалом с внутренней и наружной стороны, при этом металлический корпус содержит приспособление для запирания непосредственно на трубе хвостовика, и кольцевые канавки трапециевидного сечения, выполненные на внутренней поверхности набухающего материала, и расположенные меньшим основанием к оси опорного пакерующего элемента, при этом опорный пакерующий элемент имеет дополнительное покрытие из набухающего состава с увеличенной скоростью набухания по сравнению со скоростью набухания набухающего материала опорного пакерующего элемента, а буферный пакерующий элемент выполнен в форме полого цилиндра длиной не более 500 мм, образованного путем намотки слоями тканого набухающего материала, армированного для продольной упругости как минимум четырьмя резиновыми стержнями, расположенными между слоями тканого материала соосно и радиально друг другу, причем набухающий материал опорного пакерующего элемента выполнен с возможностью набухания в углеводородной среде, а набухающий материал буферного пакерующего элемента выполнен с возможностью набухания в водной среде.
Защитные диски выполнены металлическими из алюминия. Приспособление для запирания металлического корпуса пакерующего элемента на трубе хвостовика выполнено в виде металлического клина. Дополнительное покрытие из быстро набухающего состава нанесено методом макания. Набухающий материал опорных пакерующих элементов выполнен из полимерной композиции, содержащей этилен-пропилен-диеновый эластомер и сополимер полиэтилена и винилацетата, соотношение которых позволяет регулировать степень набухания. Набухающий материал буферных элементов выполнен из полимерной композиции, содержащей этилен-пропилен-диеновый эластомер и полиолефин, соотношение которых позволяет регулировать степень набухания.
Предлагаемое устройство поясняется чертежами, где: на фиг. 1 изображен пакер в сборе на трубе хвостовика; на фиг. 2 - продольное сечение пакерующего элемента 1; на фиг. 3 - продольное сечение пакерующего элемента 2; на фиг. 4 - вид с торца на пакерующий элемент 2.
Пакер для крепления хвостовиков в скважинах выполнен сборным и состоит из отдельных пакерующих элементов 1 (опорного кольцевого элемента) и 2 (буферного элемента), поочередно установленных на трубе 3 хвостовика, и разделенных между собой защитными дисками 4, например, из алюминия (А1). Металлические диски 4 необходимы для предотвращения разрушения и деформации поверхности пакерующих элементов 1 и 2 при установке пакера в сложном стволе скважины. Наружный диаметр дисков равен наружному диаметру пакерующих элементов 1 и 2 в их исходном положении (не выступают за их габариты в исходном положении пакера).
Пакерующий элемент 1 выполнен в виде разъемного по образующей металлического корпуса 5, снабженного приспособлением 6 в виде клина для запирания металлического корпуса 5 непосредственно на трубе 3 хвостовика. Поверхность металлического корпуса 5 с внутренней и наружной стороны покрыта набухающим материалом 7 из полимерной композиции со степенью набухания не более 10-15% для обеспечения оптимальных тампонажных характеристик пакерующего элемента 1.
Повышение степени набухания набухающего материала 7 приводит к снижению механических характеристик полимера, а уменьшение степени набухания не обеспечивает тампонирующие параметры, а именно перекрытие внутреннего пространства ствола скважины с запасом 3-5%.
На внутренней стороне полимерного композита выполнены кольцевые канавки 8 с трапециевидным сечением, расположенные меньшим основанием к центру (к оси) пакерующего элемента 1. Канавки работают в качестве клина, исключающего возможность осевого смещения пакерующего элемента 1 относительно трубы хвостовика.
В качестве набухающего материала 7 опорного пакерующего элемента 1 используют полимерную композицию, ограниченно набухающую в углеводородной среде, компонентами которой используют предельные и непредельные эластомеры с различной совместимостью к среде набухания или их смеси. В качестве компонентов полимерная композиция содержит этилен-пропилен-диеновый эластомер марки СКЭПТ-50 или бутадиен-нитрильный эластомер СКН-18 и сополимер полиэтилена и винилацетата, соотношение которых позволяет регулировать степень набухания 10-15% к углеводородным средам.
Состав полимерной композиции с малой степенью набухания позволяет перекрыть зазоры между трубой 3 хвостовика и стенкой скважины, не теряет при набухании своих механических свойств, и препятствует перетеканию полимерного композита пакерующего элемента 2 (стенка скважины на чертеже не показана).
Поверхность пакерующего элемента 1 дополнительно методом макания покрывают быстро набухающим составом в виде латексных суспензий на основе акрилатных или стиролакрилатных латексов. При попадании в скважинную среду этот состав быстро набухает, заполняет зазоры в замковом соединении и разъемный пакерующий элемент 1 превращается в монолитный, прочно закрепленный на трубе хвостовика.
Пакерующий элемент 2 выполнен в виде полого цилиндра длиной не более 500 мм, образованного методом литья или путем намотки слоями (витками) ткани.
Пакерующий элемент 2 армирован как минимум четырьмя резиновыми стержнями 9, расположенными соосно и радиально друг другу между слоями ткани. Резиновые стержни 9 имеют высокую твердость и механические свойства, придающие пакерующему элементу 2 продольную прочность, не позволяющую собираться ему чулком (волнами) при спуске в скважину.
Пакерующий элемент 2 может быть не армирован при его выполнении методом литья.
Набухающий состав пакерующего элемента 2 состоит из полимерной композиции со степенью набухания 40-50%, что обеспечивает оптимальную скорость миграции поверхностного слоя во внешнюю среду. Под действием буровой промывочной жидкости, скважинного флюида (нефть, пластовая вода), а также скважинной температуры набухающий состав пакерующего элемента 2 превращается в вязкоупругую массу с высокой плотностью, вязкостью (с высокими тексотропными свойствами). В качестве компонентов полимерная композиция содержит этилен-пропилен-диеновый эластомер марки СКЭПТ-50 и полиолефин, соотношение которых позволяет регулировать степень набухания 40-50% к водным средам.
Пакер собирают непосредственно на трубе 3 хвостовика на скважине следующим образом.
Вначале в заводских условиях изготавливают детали устройства, а именно пакерующие элементы 1, 2 и металлические диски 4. Затем осуществляют сборку устройства непосредственно на скважине, чередуя установку пакерующих элементов 1 и 2 непосредственно на трубе хвостовика, предварительно очистив ее поверхность от грязи и ржавчины, разделяя их дисками 4. Опорный пакерующий элемент 1, содержащий разъемный по образующей металлический корпус, крепят непосредственно на трубе хвостовика при помощи приспособления для запирания 6. Количество пакерующих элементов 1 и 2 и места их расположения на трубе 3 хвостовика в скважине определяются конструкцией скважины и в зависимости от горно-геологических условий.
Пакерующий элемент 1 и диски 4 при спуске и установке хвостовика работают как центратор и ограничительный элемент при набухании полимерного композита пакерующего элемента 2.
Выполнение пакера сборным упрощает конструкцию, позволяя регулировать длину пакера в зависимости от требуемого давления и мощности продуктивных пластов.
Установку пакера на внешнюю поверхность хвостовика осуществляют участками, которые перекрывают пропластки, подлежащие изоляции.
После установки пакера в требуемом интервале скважины происходит приведение пакерующих элементов 1 и 2 в рабочее положение, а именно процесс набухания набухающих элементов, при этом пакер превращается в лабиринтное уплотнение большой длины с разнесенной по всей длине нагрузкой на ограниченно набухающие пакерующие элементы 1 и 2.
Пакер превращается в монолитное устройство, плотно закрепленное на трубе 3 хвостовика, при этом усилие срыва одного опорного кольцевого элемента 1 составляет 3-5 тонн.
Набухающий материал пакерующих элементов 1 и 2 набухает в присутствии как воды, так и углеводородов.
Предлагаемое устройство может применяться как самостоятельно, так и в сочетании с заливкой цементом затрубного пространства или отдельных интервалов скважины. В этом случае появление трещин в цементном камне во время эксплуатации скважины или некачественного цементирования не влияет на качество изоляции заколонного пространства.
В случае использования устройства для разобщения нескольких продуктивных горизонтов интервал не цементируют, и герметичность достигается после набухания элементов.
Предлагаемая конструкция пакера для крепления хвостовиков в скважинах диаметром 102, 114 или 127 мм обеспечивает его надежный спуск и работу в скважине при высоких перепадах давления, обеспечивая надежную герметизацию, и расширяет его технологические возможности.