4.5.ПАКЕРЫ

вскрытой поверхности продуктивного пласта, находящегося между ними. Скользящие муфты, расположенные между пакерами и управляемые специальными механическими сдвига­ ющими устройствами, дают возможность доступа к пласту по­ сле проведения цементирования скважины.

С целью обеспечения необходимой длины инструмент соби­ рается из отдельных секций. В тех случаях, когда требуется проведение обычной перфорации, инструмент можно собирать без муфт. Доступ ко всей вскрытой поверхности продуктивного пласта, обеспечиваемый инструментом, обусловливает не толь­ ко сохранение коллекторских свойств пласта, но и максималь­ ную эффективность его обработки кислотой или другой жидкос­ тью.

Применение инструмента практически не усложняет про­ цесс цементирования скважины, в частности, после этого про­ цесса в полости обсадной колонны не остается каких-либо уст­ ройств или цементного камня, требующих разбуривания.

Взависимости от конкретных геолого-технических условий заколонные проходные пакеры могут применяться для следу­ ющих целей: разобщения пластов в интервале цементирования,

атакже выше и ниже него; защиты пласта от контакта с тампо­ нажным раствором; сохранения уровня столба тампонажного раствора в затрубном пространстве скважины.

Всоответствии с этим наиболее перспективными представ­ ляются 10 технологических вариантов применения пакеров.

Каждый технологический вариант должен характеризовать­ ся следующими основными признаками:

надежная защита пакера от преждевременного срабатыва­ ния;

возможность допакеровки в процессе эксплуатации пакера из-за ослабления контакта уплотнительного элемента со стен­ кой скважины;

использование оптимального типа жидкости, заполняющей полость уплотнительного элемента;

простой и надежный способ доставки рабочей жидкости в по­ лость уплотнительного элемента.

В случае разобщения пластов в интервале цементирования и сохранения уровня столба тампонажного раствора на пакер не­ посредственно перед срабатыванием, как правило, действует перепад давления между запакерным и внутрипакерным про­ странствами. Этот перепад обусловлен различием плотностей тампонажного и бурового растворов и может быть использован для выхода из рабочего состояния подвижного элемента, за­ щищающего пакер от преждевременного срабатывания.

Пакер» устанавливаемый в интервале цементирования на близком расстоянии от стоп-кольца» может быть защищен от преждевременного срабатывания гидравлическим реле време­ ни» включаемым в работу проходящей через пакер цементиро­ вочной пробкой.

При разобщении пластов выше интервала цементирования целесообразно использовать для вывода защитного элемента из рабочего состояния так называемого гидравлического аккуму­ лятора» заряжаемого максимальным рабочим давлением» воз­ никающим в проходном пакере при цементировании скважины.

В случаях разобщения пластов ниже интервала цементиро­ вания и защиты пласта от контакта с цементным раствором па­ кер приводится в действие до начала процесса цементирования. Поэтому указанные выше приемы защиты пакера от прежде­ временного срабатывания не могут быть применены или не яв­ ляются оптимальными. Пакер должен быть защищен с помо­ щью срезного запорного элемента» фиксирующего клапанный узел в исходном положении.

Пакер в соответствии с решаемыми задачами может устанав­ ливаться в зонах как устойчивых» так и неустойчивых горных пород. В первом случае не возникает необходимости допакеровки при правильном режиме срабатывания пакера» а во втором это возможно при долговременной службе пакера.

Как показали исследования» выполненные во ВНИИБТ» не­ устойчивые глинистые породы в прискважинной зоне» т.е. в зо­ не влияния бурового раствора» имеют повышенную пластич­ ность. Испытывая локальное напряжение сжатия 6-14 МПа» создаваемое уплотнительным элементом пакера при обычном внутреннем избыточном давлении пакеровки (7-15 МПа)» наи­ более пластичный слой глинистой породы стремится течь из зо­ ны рукавного уплотнителя. Этому процессу способствует водо­ отдача тампонажной смеси» имеющей гидравлическую связь с близлежащими проницаемыми пластами. Вода затворения» от­ фильтровывающаяся в проницаемые пласты» может замещаться глинистой породой» текущей из зоны рукавного уплотнителя.

Очевидно, что в результате течения наиболее пластичного слоя глинистой породы из зоны рукавного уплотнителя умень­ шается напряжение на контакте уплотнителя со стенкой сква­ жины. Это уменьшение может быть скомпенсировано только допакеровкой.

При разобщении пластов в интервале цементирования и вы­ ше него полость уплотнительного элемента пакера, устанавли­ ваемого в зоне устойчивых пород, может заполняться тампо­ нажным раствором, используемым при цементировании сква­

жины. При этом повышаются выдерживаемый перепад давле­ ния и долговечность пакера. Если пакер устанавливается в ин­ тервале цементирования, то наиболее целесообразно перекачать раствор из затрубного пространства насосом в полость уплотни­ тельного элемента после цементирования. Насос должен быть встроен в пакер и приводиться в действие несколькими циклами изменений давления в обсадной колонне. Если пакер устанавли­ вается выше интервала цементирования, то тампонажный рас­ твор при прокачке по обсадной колонне может быть залит в спе­ циальный кольцевой контейнер пакера, а затем при посадке це­ ментировочной пробки на стоп-кольцо выдавлен в уплотнитель­ ный элемент под действием давления в колонне.

Вслучае установки пакера в зоне неустойчивых пород на длительный период времени (т.е. если возможна допакеровка) и при защите пласта от контакта с тампонажным раствором наи­ более технологично заполнение уплотнительного элемента продавочной жидкостью или буровым раствором, подаваемым по обсадной колонне.

Разобщение пластов пакерами ниже интервала цементирова­ ния или без цементирования может надежно проводиться толь­ ко в зонах устойчивых горных пород. Поэтому уплотнительный элемент целесообразно заполнять твердеющим материалом. По­ скольку пакеры должны приводиться в действие до начала про­ цесса цементирования, следует использовать полимерные ма­ териалы. В зависимости от конкретных условий (соотношение и число компонентов твердеющей смеси, наличие готовых фильт­ ров в обсадной колонне, спускаемых в зоны продуктивных пла­ стов) могут быть применены различные способы доставки рабо­ чей жидкости в полость уплотнительного элемента: в кольцевом контейнере, встроенном в пакер; по обсадной колонне (между двумя разделительными пробками); в контейнере, спускаемом на колонне НКТ.

Впрактике цементирования нефтяных скважин нередко на­ блюдается недостаточная высота затвердевшего цементного кольца в затрубном пространстве скважины, несмотря на выход тампонажной смеси из затрубного пространства на устье. Ниже приведено изменение уровня столба тампонажной смеси после цементирования эксплуатационных колонн в некоторых сква­ жинах Самотлорского месторождения.

Снижение уровня столба тампонажного раствора в затрубном пространстве после окончания процесса цементирования на­ блюдалось при цементировании экспериментальных скважин на полигоне ВНИИБТ. Это явление было обусловлено наличием поглощающего пласта, в который уходила часть поднятого до устья скважины тампонажного раствора.

4.5.1. ПРИМЕНЕНИЕ ПАКЕРОВ ДЛЯ СТУПЕНЧАТОГО И МАНЖЕТНОГО ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ СКВАЖИН

Начиная с 50-х гг. в зарубежной практике крепления нефтя­ ных и газовых скважин успешно применяются заколонные пакеры, снабженные циркуляционным клапаном или отдельной цементировочной муфтой и предназначенные для проведения двухступенчатого или манжетного цементирования скважин.

Одним из первых для этих целей стал использоваться заколонный пакер гидромеханического типа фирмы “Халлибертон” (США), разработанный для обсадных колонн диаметрами от 114,3 до 177,8 мм. Пакер состоит из узла уплотнительного эле­ мента гидромеханического сжатия и соединенного с ним цир­ куляционного клапана, содержащего радиальные отверстия и две подвижные втулки с посадочными седлами под цементиро­ вочные пробки. Этот пакер нашел основное применение в усло­ виях, когда в интервале цементирования скважины находится зона поглощения или пласт слабой прочности, склонный к гид­ роразрыву и поглощению тампонажного раствора в процессе цементирования скважины. Пакер спускают в скважину в со­ ставе обсадной колонны и устанавливают между ступенями це­ ментирования. Он применяется для обеспечения герметичной изоляции поглощающего пласта от заколонного пространства скважины выше него и предотвращения таким путем поглоще­ ния тампонажного раствора второй ступени. Известна практика установки этого пакера и для изоляции проявляющего пласта сверху. Цементирование первой ступени скважины ниже паке­ ра проводится через башмак обсадной колонны с использовани­ ем нижней цементировочной пробки, свободно проходящей че­ рез пакер и останавливающейся на упорном стоп-кольце в ниж­ ней части обсадной колонны. Пакеровка скважины производит­ ся после посадки в пакер свободно падающей (сбрасываемой) в обсадной колонне разделительной пробки путем создания над ней необходимого избыточного давления для расширения уп­ лотнительного элемента пакера и открытия его циркуляцион­ ных отверстий, через которые проводится цементирование вто­

Рис. 4.13. Заколонный гидравлический пакер (а) фирмы “Лайенс” с цементи-

ровочной муфтой (бу.

1 - корпус; 2 - уплотнительный элемент; 3 - клапанный узел; 4 -•корпус; 5 - стоп-кольцо; 6 ,8 - верхняя и нижняя втулки; 7 - седло пробки

тирования, циркуляционные отверстия которой открываются с помощью падающей по обсадной колонне пробки. Конструкция этой цементировочной муфты позволяет приводить ее в дейст­ вие при значительно меньшем избыточном давлении, не зави­ сящем от глубины установки муфты в скважине и избыточного давления приведения в действие заколонного гидравлического пакера, установленного под ней.

Одновременно фирмами были разработаны и стали приме­ няться специальные внутриколонные устройства для двухсту­ пенчатого цементирования скважин при креплении их проме­ жуточными обсадными колоннами большого диаметра, обору­ дованными циркуляционным клапаном с гидравлическим Па­ кером. Указанные устройства устанавливаются внутри спу­

щенной в скважину обсадной колонны большого диаметра на дополнительной колонне труб. Они предназначаются для приведения в действие и управле­ ния работой башмачного клапана, за­ колонного пакера и циркуляционного клапана в процессе двухступенчатого цементирования скважины через до­ полнительную колонну труб. Такая технология ступенчатого цементиро­ вания скважин позволяет исключить проведение в обсадной колонне работ по разбуриванию пробок и седел под них в проходном канале циркуляцион­ ного клапана и пакера после окончания периода ОЗЦ.

В конце 70-х гг. фирма “Хал­ либертон” разработала заколонный гидравлический пакер, снабженный циркуляционным клапаном и пред­ назначенный для двухступенчатого цементирования скважин (рис. 4.14). Пакер приводится в действие при по­ садке в него падающей по обсадной ко­ лоше пробки и создании над ней необ-

Рис. 1.14. Устройство для ступенчатого цемен­ тирования скважин фирмы “Халлибертон” с гидравлическим пакером:

1 - корпус; 2 - цанга; 3 ,4 - закрывающая и от­ крывающая втулки; 5 - уплотнительный эле-

проявляющим пластом, в целом наиболее надежно использова­ ние пакеров с упругорасширяющимся уплотнительным эле­ ментом рукавного типа, т.е. гидравлическим. Такой пакер обеспечивает достаточно надежную изоляцию пласта при нали­ чии в интервале его установки небольших каверн и неровностей ствола скважины. При установке в номинальном диаметре ство­ ла скважины, сложенного плотными и непроницаемыми поро­ дами, или в нижней части предыдущей обсадной колонны целе­ сообразно использовать более простой и дешевый гидромехани­ ческий пакер с уплотнительным элементом осевого сжатия или радиального расклинивания.

Для манжетного цементирования и заканчивания скважины с конструкцией открытого забоя одинаково технологичны в ис­ пользовании следующие типы пакеров: заколонный пакер с циркуляционным клапаном, приводимый в действие посадкой в него падающей пробки: пакер с цементировочной муфтой, при­ водимый в действие последовательно созданием избыточного давления в обсадной колонне после перекрытия ее башмака разделительной пробкой или шаром; пакер, приводимый в дей­ ствие избыточным давлением, с цементировочной муфтой, при­ водимой в действие от падающей пробки.

Для двухступенчатого цементирования скважины во многих случаях наиболее технологично использование заколонного пакера, снабженного циркуляционным клапаном, который приводится в действие от падающей пробки. При этом если про­ дуктивный пласт или другие пласты в зоне первой ступени цементирования скважины представлены малопрочными тре­ щиноватыми и слабосцементированными породами с низким пластовым давлением, то над ними необходимо дополнительно устанавливать на обсадной колонне проходные заколонные гид­ равлические пакеры. Указанные пакеры приводятся в действие после окончания цементирования первой ступени скважины, препятствуя оседанию столба тампонажного раствора под заколонным пакером с циркуляционным клапаном.

Во ВНИИБТ был разработан гидравлический пакер типа ПЦС, который по принципиальным конструктивным особенно­ стям являлся аналогом пакера фирмы “Халлибертон” . Впослед­ ствии пакер типа ПЦС был усовершенствован с целью увеличе­ ния диаметра проходного канала. Новая модификация пакера получила шифр ПДМ.

В случае установки указанных пакеров пакеровка заколон­ ного пространства скважины производится:

при двухступенчатом цементировании —между ступенями цементирования;

при манжетном цементировании - до начала закачки тампо­ нажного раствора в обсадную колонну;

при герметизации башмака обсадной колонны —непосредст­ венно после окончания процесса цементирования скважины.

При использовании этих пакеров запакеровка скважины и открытие цементировочных (циркуляционных) отверстий пакера производятся за счет сбрасываемого перекрывающего элемента (шара, пробки), смещающего втулки пакера под дей­ ствием заданного перепада давления. Поэтому неизбежна оста­ новка циркуляции жидкостей в скважине на период ожидания посадки сбрасываемого элемента в пакер.

4.5.2. ЗАКОЛОННЫЙ ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ ПАКЕР ТИПА ПДМ

Первая конструкция заколонного гидравлического пакера ПЦС-170 для цементирования скважин была разработана во ВНИИБТ. Пакер предназначался для изоляции продуктивных пластов от близко расположенного водоносного пласта или друг от друга в процессе цементирования скважины. Уплотнитель­ ный элемент этого пакера расширяется закачиванием его в по­ лость тампонажного раствора из обсадной колонны в процессе цементирования скважины. Промысловые испытания пакера и его внедрение были проведены в 1966-1970 гг. при креплении скважин Арланского месторождения ПО “Башнефть” . В даль­ нейшем ВНИИБТ был разработан заколонный пакер ПЦС-190, который успешно применялся для двухступенчатого и ман­ жетного цементирования нефтяных и газовых скважин.

Вначале 70-х гг. во ВНИИБТ были разработаны и испытаны заколонные пакеры ПДМ-170 и ПДМ-195 для двухступенчато­ го и манжетного цементирования скважин. Указанные пакеры успешно применялись в 1973-1985 гг. при креплении скважин на нефтяных месторождениях Урало-Поволжья и Коми, а так­ же при креплении скважин на подземных хранилищах газа.

Вначале 80-х гг. ВНИИБТ были созданы и испытаны паке­ ры ПДМ-140, ПДМ-146 и ПДМ-168 для двухступенчатого и манжетного цементирования, которые были рекомендованы к внедрению и успешно применялись при креплении скважин предприятиями нефтегазовой отрасли в 1984-1986 гг. В этих пакерах использовались упругорасширяющиеся резиноткане­

вые рукавные уплотнительные элементы конструкции ВНИИЭМИ, обеспечивающие их работу при температуре не бо­ лее 100 °С. В 1985-1986 гг. указанные пакеры были усовер­ шенствованы за счет использования в них высокопрочных (на

ваемом в обсадной колонне над пробкой, втулка 19 перемеш&ет~ ся вниз до упора в кольцо 17 нижней втулки 9. Под действ^ем избыточного давления жидкость из обсадной колонны за к а и ­ вается через отверстия 18,8 и по каналам 10 и 12 под уплотни­ тельный рукав 14у расширяя его до герметичного перекрытия затрубного пространства скважины. При дальнейшем повьнИении избыточного давления над пробкой до 8-ДО МПа нияс#яя втулка 9 перемещается вниз до упора в патрубок 15. При э*ом герметично закрываются впускные каналы 10 и открывания циркуляционные отверстия б, через которые производится Де­ монтирование скважины выше пакера второй ступени. Цирку­ ляционные отверстия закрываются при посадке в пакер верх­ ней цементировочной пробки и создании на ней избыточного давления не менее 4 МПа. При этом пробка сдвигает вниз Д° герметичного перекрытия циркуляционных отверстий верх­ нюю втулку 2у которая закрепляется в этом положении высту­ пами 5 цанги 4. Удаление верхней и падающей пробок и поса­ дочных седел из проходного канала пакера производится путем их разбуривания после окончания периода ОЗЦ и опрессовки обсадной колонны выше пакера.

Гидравлические пакеры типа ПДМ разработаны и выпуска­ ются для обсадных колонн диаметрами 140, 146, 168 и 178 мм как с резинотканевыми, так и срезинометаллическими уплот­ нительными элементами: техническая характеристика пакеров приведена в табл. 4.4.

Представленные в ней типы пакеров ПДМ позволяют приме­ нять их для широкого диапазона условий при креплении неф­ тяных и газовых скважин эксплуатационными колоннами диа­ метрами от 140 до 178 мм.

Основные технологические схемы двухступенчатого и ман­ жетного цементирования скважин с применением пакера ПДМ представлены на рис. 4.17 и 4.18. На этих схемах показаны опе­ рации по приведению пакера в действие и проведению процесса цементирования скважин с помощью пускаемых в обсадную колонну цементировочных пробок. При этом процесс двухсту­ пенчатого цементирования скважины прерывают между первой и второй ступенями на отрезок времени, необходимый для пус­ ка и движения падающей пробки по обсадной колонне, посадки ее в пакер, проведения операции пакеровки и открытия цирку­ ляционных отверстий пакера. В тех случаях, когда прерывание процесса двухступенчатого цементирования на этот отрезок времени нецелесообразно, цементирование первой ступени скважины необходимо производить с использованием нижней цементировочной пробки, оборудованной для посадки в пакер.

а

Рис. 4.17. Технологическая схема двухступенчатого цементирования сква­ жин с пакером ПДМ:

а - цементирование первой ступени; б - спуск падающей пробки; в - пакеровка; г - цементирование второй ступени; д - закрытие цементировочных отвер­ стий; е - скважина после разбуривания пробок, втулки и седел; 1 - скважина; 2 -обсадная колонна; 3,1 0 - верхняя и нижняя пробки; 4 - пакер; 5 - продавочная жидкость; 6 - поглощающий пласт; 7 - тампонажный раствор; 8 - колонный башмак; 9 - падающая пробка

При этом указанная пробка пускается в обсадную колонну при закачивании продавочной жидкости с тем расчетом, что в нижней части обсадной колонны под пакером будет оставлен цементный стакан необходимой высоты. Пакер приводится в действие в этом случае сразу после окончания цементирования первой ступени. Расширение уплотнительного элемента пакера типа ПДМ при использовании его для двухступенчатого или манжетного цементирования скважины производится путем закачивания в него жидкости из обсадной колонны: при двух­ ступенчатом цементировании —продавочной жидкости, исполь-

зованной при цементировании первой ступени, а при манжет­ ном цементировании, как правило, - бурового раствора, нахо­ дящегося в скважине в момент окончания спуска в нее обсадной колонны с пакером.

При манжетном цементировании скважин при использова­ нии пакера ПДМ и заканчивании ее открытым забоем в зависи­ мости от состояния ствола скважины непосредственно над изо­ лируемым продуктивным пластом расширение уплотнительно­ го элемента пакера можно производить закачиванием под него тампонажного раствора из обсадной колонны. В этом случае по­ вышаются прочность и герметизирующая способность уплот­ нителя пакера на более длительный период времени. При этом пакер приводится в действие также с использованием оборудо­ ванной для посадки в пакер нижней цементировочной пробки, над которой закачивается объем тампонажного раствора, необ­ ходимый для доставки ее в интервал установки пакера. В тех случаях, когда изолируемый продуктивный пласт представлен

Рис. 4.18. Технологическая схема манжетного цементирования скважин с

пакером ПДМ:

а - спуск и посадка падающей пробки, пакеровка; б - цементирование; в - закрытие цементировочных отверстий пакера; г - скважина после разбурива­ ния пробок, втулки иседел; 1 - скважина; 2 - обсадная колонна; 3 - пакер; 4 - падающая пробка; 5 - продуктивный пласт; 6 - фильтр; 7 - колонный баш­ мак; 8 - продавочная жидкость; 9 - верхняя пробка; 10 - тампонажный рас­ твор

слабосцементированными и малопрочными породами, в обсад­ ную колонну под нижнюю пробку закачивается объем тампо­ нажного раствора, достаточный для перекрытия интервала продуктивного пласта до глубины установки пакера. Оставший­ ся при этом в нижней части обсадной колонны под пакером це­ ментный камень разбуривается вместе с верхней и нижней це­ ментировочными пробками, находящимися в проходном канале пакера.

Конструкция пакера ПДМ позволяет использовать его также для разобщения пластов, находящихся возле забоя скважины, при цементировании ее в одну ступень через башмак обсадной колонны. В этом случае пакер устанавливается вблизи башмака обсадной колонны между изолируемыми пластами. Пакер при

этом приводится в действие посадкой в него нижней цементиро­ вочной пробки, пускаемой в обсадную колонну в процессе зака­ чивания тампонажного раствора. Уплотнительный элемент пакера расширяется путем закачивания под него тампонажного раствора из обсадной колонны. Процесс цементирования сква­ жины заканчивается при остановке верхней цементировочной пробки в пакере.

Пакер типа ПДМ позволяет производить цементирование скважины выше него также и обратным способом. При этом не­ обходимо использовать специальную цементировочную пробку с циркуляционным клапаном, устанавливаемую в обсадной ко­ лонне над пакером при промывке скважины.

4.5.3. ЗАКОЛОННЫЙ ГИДРОМЕХАНИЧЕСКИЙ ПАКЕР ТИПА ПГМ

ВНИИБТ и б. комбинатом “Нефть и газ” (Германия) разрабо­ тана новая конструкция заколонного гидромеханического пакера для двухступенчатого и манжетного цементирования скважин, характеризующегося эксплуатационной технологич­ ностью и надежностью. При этом впервые в конструкции пре­ дусмотрена возможность открытия циркуляционных боковых отверстий этого пакера путем использования перепада между давлением столба жидкостей в затрубном пространстве сква­ жины и более низким давлением столба продавочной жидкости, находящегося в обсадной колонне после окончания первой сту­ пени цементирования. Кроме того, обоснована возможность от­ крытия циркуляционных отверстий за счет увеличения давле­ ния в обсадной колонне при предварительной пакеровке сква­ жины и последующего автоматического доуплотнения контакта резиновой манжеты пакера со стенкой скважины в процессе це­ ментирования второй ступени обсадной колонны.

Эти функциональные свойства пакера исключают возмож­ ность преждевременного (до перекрытия затрубного простран­ ства скважины уплотнительным элементом) открытия цирку­ ляционных отверстий. Подобными свойствами не обладают из­ вестные пакеры и муфты для двухступенчатого и манжетного цементирования, в частности пакеры типа ПДМ, муфты типа УДЦС фирмы “Бейкер” и конструкции б. ВНИИКРнефти.

В пакере новой конструкции отсутствуют также другие не­ достатки упомянутых аналогов, несколько снижающие надеж­ ность этих устройств:

возможность нарушения герметичности перекрытия цирку­ ляционных отверстий при разбуривании в пакере разделитель­

ных элементов (пробки, шара) и цементного камня между ними (недостаток пакеров типа ПДМ);

значительная сложность конструкции и изготовления; возможность преждевременного перекрытия циркуляцион­

ных отверстий запорной втулкой в случае повышения давления в колонне из-за частичного засорения этих отверстий (недос­ таток муфты УДЦС).

Были разработаны два варианта принципиальной схемы ги­ дромеханического пакера, чем обеспечено последовательное развитие его функциональных свойств.

Разработка конструкции экспериментальных образцов паке­ ра была выполнена по второму варианту, обеспечивающему бо­ лее высокие надежность и технологичность в изготовлении и использовании.

Пакер, выполненный по второму варианту (рис. 4.19), состо­ ит из двухступенчатого корпуса 8 с радиальными отверстиями г и в; уплотнительного элемента 14 (как и в первом варианте, ре­ зиновой манжеты), установленного на корпусе и оборудованно­ го торцовой защитой 15; составного толкателя 13 с кольцевыми проточками е под фиксатор 10; дифференциальной втулки 7, закрепленной на корпусе при помощи срезных штифтов 5, снабженной ограничителем 6 ее движения по корпусу и обра­ зующей с корпусом кольцевую камеру з; упора 12; зафиксиро­ ванной полым штифтом 11 запорной втулки-седла 9 и штифтом 2 верхней составной втулки 3 с замком 4. В корпусе 8 выполнена кольцевая проточка б для фиксации верхней втулки в конечном положении. Наружная ступенчатая поверхность корпуса 8 об­ разует с составным толкателем 13 камеру ж, загерметизиро­ ванную полым штифтом 11 у а внутренняя ступенчатая поверх­ ность корпуса и запорная втулка-седло 9 образуют камеру д9 сообщающуюся в транспортном положении с внутренней полос­ тью колонны труб. Верхняя составная втулка 3 также образует с внутренней ступенчатой поверхностью корпуса камеру а, сообщающуюся в транспортном положении с внутренней полостью колонны труб. Пакер оборудован жесткими центрато­ рами 1.

Пакер работает следующим образом.

При посадке шара 16 (см. рис. 4.19) или падающей пробки на запорную втулку-седло 9 срезается полый штифт 11, и втулкаседло, перемещаясь вниз, открывает циркуляционные отвер­ стия е и одновременно герметизирует камеру г9сообщая ее че­ рез срезанный полый штифт 11 с камерой ж. Жидкость из ка­ меры е при движении втулки-седла 9 поступает в камеру ж9 перемещает вниз составной толкатель 13, который фиксируется

Рис. 4.19. Второй, реа­ лизованный, вариант принципиальной схемы гидромеханического пакера:

I - пакер в транспорт­ ном положении; II - пакер при проведении запакеровки и откры­ тии цементировочных отверстий; П1 - пакер по окончании цементи­ рования верхней ступе­ ни и закрытия цементи­ ровочных отверстий

в конечном положении фиксатором 10, и таким образом приво­ дит в рабочее положение уплотнительный элемент 14 (проис­ ходит запакеровка). В процессе возрастания давления на втул­ ку-седло 9 с шаром 16 на второй ступени цементирования эти элементы, дополнительно смещаясь вниз, доуплотняют кон­ такт уплотнительного элемента со стенкой скважины. После закачивания расчетного объема тампонажной смеси в обсадную колонну пускают цементировочную пробку 17, которая при взаимодействии с верхней втулкой 3 срезает штифты 2, вводя верхнее уплотнительное кольцо 18, установленное на втулке, в контакт с внутренней цилиндрической поверхностью корпуса 8. Таким образом, верхняя втулка 3 становится дифференциаль­ ной, а камера а разобщается с внутренней плоскостью колонны труб. При движении вниз втулка 3 перекрывает отверстия г, а

жидкость из камеры а через отверстие в поступает в камеру з. Давление в камере з действует на дифференциальную втулку 7, срезаются штифты 5, и втулка 7 перемещается вниз по конусу» перекрывая при этом снаружи радиальные отверстия г. Таким образом достигается повышенная надежность герметизации радиальных циркуляционных отверстий г» которая необходима в случае проведения внутриколонных работ (например» разбу­ ривания элементов» перекрывающих проходной канал колон­ ны» спуска различных инструментов в скважину и т.д.).

4.5.4. РЕЗУЛЬТАТЫ ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ СКВАЖИН С ПРИМЕНЕНИЕМ ПАКЕРОВ ТИПА ПДМ

Пакеры для двухступенчатого и манжетного цементирова­ ния нашли широкое применение при креплении скважин на нефтяных месторождениях Урало-Поволжья» Коми» Северного Кавказа» Средней Азии и в подземных хранилищах газа.

За период 1968-1971 гг. для двухступенчатого и манжетно­ го цементирования скважин было изготовлено и внедрено более 120 заколонных пакеров ПЦС-170 и ПЦС-190 конструкции ВНИИБТ. Пакеры ПЦС-170 применялись в основном в ПО “Башнефть” при креплении скважин на Арланском нефтяном месторождении для изоляции нефтяного пласта снизу от близ­ корасположенного водоносного пласта. Пакеры ПЦС-190 при­ менялись в ПО “Союзбургаз” при креплении более 50 газовых скважин в Елшано-Курдюмовском подземном хранилище газа для изоляции газового пласта сверху от заколонного простран­ ства скважины выше него. Применение пакера типа ПЦС обес­ печило при этом наружную изоляцию продуктивных пластов при креплении скважин на указанных месторождениях и поз­ волило повысить качество освоения и эффективность их эксплу­ атации.

Начиная с 1973 г. предприятиями нефтегазовой отрасли ста­ ли применяться для двухступенчатого и манжетного цементи­ рования скважин разработанные ВНИИБТ заколонные пакеры ПДМ-170 иПДМ-195. За период 1973-1985 гг. было изготов­ лено 475 таких пакеров» которые были внедрены при крепле­ нии нефтяных и газовых скважин на месторождениях ПО “Куйбышевнефть”, “Коминефть” , “Нижневолжскнефть”» “Союзбургаз” , “Севкавгазпром” и др. Опытная партия пакеров ПДМ-195 была применена также при креплении скважин на месторождениях б. ГДР. По своим конструктивным и техничес­ ким данным первые пакеры типа ПДМ предназначались для

использования в скважинах при температурах не более 100 °С и перепадах давления на уплотнительный элемент пакера после его расширения не более 12 МПа. Это позволило использовать их для цементирования скважин с максимальной глубиной 3725 м, при установке пакеров до глубины 2840 м и температурах 7080 °С, цементирование которых было проведено с применением пакеров.

Давления открытия циркуляционных отверстий пакеров со­ ставили от 8 до 19 МПа в зависимости от глубины установки па­ кера и его типоразмера. Фактическая глубина установки паке­ ров уточнялась с помощью прибора СГДТ или локатора муфт. Коэффициенты надежности работы указанных пакеров соста­ вил 0,80-0,85.

Применение указанных пакеров для двухступенчатого це­ ментирования скважин позволило изолировать вскрытые в про­ цессе бурения поглощающие пласты и обеспечить подъем там­ понажного раствора за эксплуатационными колоннами до про­ ектной высоты. Пакеры успешно применялись также для ман­ жетного цементирования и создания конструкции открытого забоя скважин, что позволило существенно повысить качество и эффективность их освоения и эксплуатации.

Начиная с 1983 г. выпускаются и применяются при цемен­ тировании скважин усовершенствованные пакеры ПДМ-140, ПДМ-146 и ПДМ-168, разработанные ВНИИБТ в 1980-1982 гг. Стабильные значения давления пакеровки, а также давления открытия циркуляционных отверстий пакеров в пределах 8 - 10 МПа позволили впервые в отечественной практике успешно применить пакеры типа ПДМ для двухступенчатого цементи­ рования глубиной более 5000 м при установке их на глубине 3000 м и ниже при температурах 93-96 вС и перепадах давле­ ния между разобщаемыми интервалами скважины не менее 12 МПа. Использование с указанными покерами более совер­ шенных цементировочных пробок и запорного элемента в виде падающей пробки вместо шара обеспечило более надежное уп­ равление работой пакера и процессом цементирования скважи­ ны. Время движения падающей пробки по обсадной колонне до посадки в пакер составило при этом 60-70 мин, а интервал вре­ мени между ступенями цементирования скважины составил 1,5-2 ч.

В течение 1985-1986 гг. ВНИИБТ разработаны конструкции дополнительно усовершенствованных пакеров типа ПДМ для обсадных колонн диаметрами 140; 146; 168 и 178 мм; пакеры снабжены высокопрочными и теплостойкими резинометалли­ ческими уплотнительными элементами фирмы “Таурус” и ре­

зинотканевыми уплотнительными элементами конструкции ВНИИЭМИ. Эти пакеры выпускаются с 1987 г. Опытным заво­ дом ВНИИБТ и предназначаются для цементирования скважин при температуре до 150 °С на глубине установки пакера и пере­ паде давления между разобщаемыми зонами не менее 17,5 МПа. Пакеры типа ПДМ с указанными уплотнительными элементами успешно применены в 1987-1989 гг. для цементи­ рования скважин глубиной до 6000 м при глубине установки пакера до 3508 м. Значения температуры в скважине на глуби­ не установки пакера составили от 92 до 140 °С, а перепада дав­ ления между разобщаемыми зонами - от 12 до 17 МПа. Коэф­ фициент надежности работы усовершенствованных пакеров ти­ па ПДМ составил при этом 0,92-0,95.

Всего к концу 1989 г. выпущено более 800 усовершенство­ ванных пакеров типа ПДМ на обсадные колонны диаметрами 140-178 мм для ПО “Коминефть”, Куйбышевнефть” , “Узбекнефть” , “Ставропольнефтегаз” , “Кавказтрансгаз” , “Кубаньгазпром” и др., а также для нефтеразведочного предприятия Вен­ грии.

Опыт внедрения пакеров типа ПДМ показывает, что техни­ ко-экономический эффект от их применения для двухступенча­ того цементирования скважин заключается в повышении каче­ ства крепления скважин в сложных геолого-технических усло­ виях и увеличении таким образом продолжительности срока их службы. Применение пакеров позволяет также сократить за­ траты времени на крепление скважины, а следовательно, на эксплуатацию буровой установки и цементировочной техники, уменьшить расход тампонажных материалов.

Применением пакеров типа ПДМ для манжетного цементи­ рования и создания конструкции открытого забоя скважины кроме повышения качества ее крепления достигается сокраще­ ние времени ее заканчивания, причем исключается загрязне­ ние продуктивного пласта тампонажным раствором и, следова­ тельно, увеличивается продуктивность скважины.

Эти выводы подтверждаются результатами применения па­ керов типа ПДМ в ПО “Коминефть” , “Куйбышевнефть” , “Союзбургаз” и др. в 1986-1988 гг. С 1993 г. пакеры типа ПДМ применяются в горизонтальных скважинах предприятия “Кубаньгазпром” .