Литература(Книги)

Всё про нефть и газ \Главная \Начало \Литература \Подразделы \Книги
\ Освоение скважин

	о	ПРОЕКТИРОВАНИЕ КОНСТРУКЦИЙ ЗАБОЕВ СКВАЖИН И ТЕХНОЛОГИИ ИХ ОБРАЗОВАНИЯ
	1.1. ПРИНЦИПЫ ПРОЕКТИРОВАНИЯ
	Под конструкцией забоя подразумевают соотношение элементов систе­мы скважина - крепь в интервале продуктивного объекта, которые обеспе­чивают устойчивость ствола, разобщение напорных пластов, проведение технико-технологических воздействий на пласт, ремонтно-изоляционные ра­боты, а также продолжительную эксплуатацию скважин с оптимальным де­битом. По геологическим условиям размещения нефтяных залежей, типу кол­лектора и свойствам пород продуктивного горизонта выделяют следующие четыре основных вида объектов эксплуатации. 1.  Коллектор однородный, прочный, гранулярного или трещинного ти­па. Близко расположенных водонапорных и газоносных горизонтов нет. По­дошвенные воды отсутствуют. 2.  Коллектор однородный, прочный, гранулярного или трещинного ти­па. В кровле пласта - газовая шапка или близко расположенные напорные объекты. 3.  Коллектор однородный и неоднородный по литологическому составу пород, по фильтрационной характеристике относится к коллекторам порис­того или трещинного типа, характеризуется чередованием устойчивых и не­устойчивых пород, водо- и газовмещающих пропластков с разными пласто­выми давлениями. 4.  Коллектор слабосцементированный, гранулярный, большой пористос­ти и проницаемости, с нормальным или низким пластовым давлением. При его эксплуатации имеет место разрушение пласта и вынос песка из сква­жины. С момента начала бурения продуктивного пласта начинаются заключи­тельные операции по строительству скважин, которые называются заканчи-ванием скважины. Это наиболее ответственный этап ее строительства, так как качество заканчивания полностью определяет качество конечного продук­та дорогой скважины, хотя затраты на окончание глубокой скважины в про­екте на строительство занимают незначительную часть общей стоимости. Одна из слагаемых качественного заканчивания скважин - правильный вы­бор конструкции забоя скважины, которая определяется исходя из харак­теристик основных видов объектов эксплуатации. Для первого типа коллек­тора характерны конструкции открытого типа, для второго — конструкции смешанного типа, для третьего - конструкции закрытого забоя, для четверто­го - конструкции забоев для предупреждения выноса песка.

	а 5 д е Ж 3 1 1 I I 1 I 1 ] • • »!• 2' 6 С 7 л 9 10 J-. ; п * •— •V- ;:'• Го •А °п° ':'■ " _i — ы W *. и и л. 5' • л »• « • :• и О 0 0 ••• .' •: ■.'•.'• п п п '11 :'• ■» •• 0 0 I ■: ■, • • • ■ • * п и • • ■ с • • ■ * • * . • • 1 1 • • в 1 - • ^*; • •, О 0 0 III 11 * \ [
	Рис. 1.1. Основные типы забоев скважин: / - обсадная колонна; 2 - цементное кольцо; 3 - зона перфорации; 4 - продуктивный пласт; 5 - заколонный пакер; 6 - фильтр в колонне; 7 - подвеска фильтра; 8 - водоносный пласт; 9 - фильтр-хвостовик; 10 - гравийный фильтр; // - зона проникновения; 12 - фильтр из тампонажного материала
	На рис. 1.1 изображены основные типы конструкций забоев скважин. Конструкции открытого забоя (рис. 1.1, б - г) предназначены для за-канчивания скважин в условиях, когда применение тампонажного материала недопустимо из-за ухудшения коллекторских свойств пласта. Продуктивный объект остается открытым или перекрывается незацементированным фильт­ром. Конструкция закрытого забоя (рис. 1.1, а) необходима для изоляции продуктивных горизонтов друг от друга с целью обеспечения их разработки по системе снизу вверх или для совместно-раздельной эксплуатации. Про­дуктивный объект перекрывается сплошной или потайной колонной с обяза­тельным его цементированием. Конструкции забоя смешанного типа (рис. 1.1, д, е) сочетают элементы конструкций открытого и закрытого забоев. Такие конструкции рациональны в однородной залежи для изоляции близко расположенных от кровли объек­тов напорных горизонтов. С этой целью в верхнюю часть продуктивного объекта спускают и цементируют эксплуатационную колонну. Нижняя часть пласта остается открытой или перекрывается незацементированным фильт­ром. Конструкция забоев для предупреждения выноса песка предусматривает создание в призабойной зоне искусственных барьеров, которые снижают поступление песка в скважину. С этой целью использут механические фильтры (рис. 1.1, ж) или фильтры из проницаемых материалов (рис. 1.1, Á). Однородным коллектором считают пласт, являющийся литологически однотипным по всей толщине, имеющий приблизительно одинаковые фильт­рационные свойства и пластовые давления в пропластках, насыщенных только нефтью или газом, или водой. Границы изменения проницаемости пород в пропластках не должны выходить за пределы одного из шести клас­ÒÓ‚: 1) k > 1 ÏÍÏ2; 2) k = 0,5÷1 ÏÍÏ2; 3) k = 0,1÷0,5 ÏÍÏ2; 4) k = = 0,05÷0,1 ÏÍÏ2; 5) k = 0,01÷0,05 ÏÍÏ2; 6) k = 0,001÷0,01 ÏÍÏ2. Пласт считается неоднородным, если он расчленен пропластками рав-

	ных типов пород с проницаемостью, значения которой выходят за рамки, указанные выше, имеет подошвенную воду, газовую шапку или чередование нефтегазоводонасыщенных пропластков с разным пластовым давлением. К плотным коллекторам относят породы, которые при проектных де­прессиях в процессе освоения и эксплуатации скважины сохраняют устой­чивость и не разрушаются под воздействием фильтрационных и геостатиче­ских нагрузок. К слабосцементированным коллекторам относят неустойчивые породы, продукты разрушения которых при эксплуатации скважин выносятся на по­верхность вместе с флюидом. Высокими, нормальными и низкими пластовыми давлениями считаются давления, имеющие градиенты соответственно grad pÔÎ> 0,1 åè‡/10Ï; grad pÔÎ = 0,1 åè‡/10Ï; grad pÔÎ < 0,1 åè‡/10 Ï.                                                                           (1.1) Аномально низким пластовым давлением считают давление, при котором grad p^ <; 0,08 åè‡/10 Ï;                                                                          (1.2) аномально высоким - давление, при котором grad pÔÎ г 0,11 åè‡/10 Ï.                                                                          (1.3) Высокопроницаемым коллектором считают пласт, пористая (ku) или трещинная (kT) проницаемость которого имеет значение соответственно больше 0,1 мкм2 и 0,01 мкм2. При значениях kn и kT меньше указанных вели­чин коллектор считается малопроницаемым. Близко расположенными по отношению к продуктивному объекту счи­таются пласты, находящиеся на расстоянии менее 5 мм. По фракционному составу различают песчаники мелкозернистые с раз­мером частиц песка в пределах 0,10-0,25 мм, среднезернистые (0,25-0,50 мм) и крупнозернистые (0,5-1 мм). Основными факторами, определяющими выбор конструкции забоя, яв­ляются способ эксплуатации объекта, тип коллектора, механические свойст­ва пород продуктивного пласта и условия его залегания. В зависимости от способа эксплуатации продуктивные объекты делят на эксплуатирующиеся раздельно, совместно и совместно-раздельно. При раздельной эксплуатации объектов возможно применение всех оп­робованных в наше время конструкций забоя. При совместной или совместно-раздельной эксплуатации необходимо изолировать продуктивные горизонты друг от друга, поэтому они должны быть перекрыты сплошной или потайной колонной с обязательным их це­ментированием . Условия применения конструкций с открытым забоем: коллектор одно­родный гранулярного или трещинного типа в состоянии, не допускающем применения тампонажного материала; в разрезе коллектора отсутствуют близко расположенные водяные или газоносные пласты, в его подошве нет воды; коллектор состоит, как правило, из прочных пород; используется раз­дельный способ эксплуатации объекта. Конструкция с закрытым забоем используется в следующих случаях: в неоднородном коллекторе пористого или трещинного типа, в котором чере­дуются устойчивые или неустойчивые породы, водо- и газовмещающие про-

	пластки с разными пластовыми типами; при необходимости крепления неод­нородных коллекторов с целью изоляции близко расположенных газоводо-нефтевмещающих пластов; в коллекторе, характеризующемся высокими зна­чениями пористой (kn) или трещинной (kT) проницаемости пород; когда не­обходимо обеспечить совместную, раздельную или совместно-раздельную эксплуатацию объектов. Конструкции забоев смешанного вида используются в следующих слу­чаях: в однородном коллекторе пористого или трещинного типа при наличии близко расположенных напорных горизонтов или газовой шапки у кровли пласта, а также при низких значениях пористой или трещинной проницае­мости пород; в коллекторе, составленном прочными породами, сохраняющи­ми устойчивость при образовании депрессии на пласт при эксплуатации скважины; при раздельном способе эксплуатации продуктивного объекта. Применяются конструкции забоев для предупреждения выноса песка: в слабосцементированном коллекторе, составленном мелко-, средне- и крупно­зернистыми песчаниками, для которых характерно разрушение призабойной зоны пласта, с выносом песка при эксплуатации скважины; при раздельном способе эксплуатации продуктивного объекта. Принципы выбора конструкции скважины приведены ниже. I. Конструкции открытого забоя 1. Устанавливают соответствие условий залегания проектного продуктивного объекта и его физико-механических свойств требованиям, описанным выше. 2. Исходя из ожидаемых условий эксплуатации, оценивают устойчи­вость пород в призабойной зоне по выражению Рш1-рв)Ъ                                                                (1.4)
	где асж - граница прочности пород продуктивного пласта при   одноосевом сжатии, МПа; Н - глубина залегания продуктивного пласта, м;  К - коэф­фициент бокового распора, К = µ/(1 - µ);                                                                                           (1.5)
	Рщ, - пластовое давление, МПа; рв - давление столба жидкости на забое скважины, МПа; д - ускорение свободного падения, м/с2; р - средняя плот­
		ность вышезалегающих горных пород, кг/м3,
	(1.6)
	Р; - плотность горных пород г-го пласта, кг/м3; ht - толщина г-го пласта, м; п - число пластов; ц, - коэффициент Пуассона, средние значения которого для основных типов пород указаны ниже. Породы............. Глины           Глины           Глинистые    Известняки Песчаники Песчаные пластичные плотные       сланцы                                                  сланцы Коэффициент Пуассона µ........ 0,41               0,30               0,25               0,31               0,30              0,25 Пример. Эксплуатация скважины глубиной 1500 м будет осуществлена из песчаника, гра­ница прочности которого на сжатие асж = 30 МПа, пластовое давление в котором равно 15,5 МПа, предполагается вести эксплуатацию при депрессии 2 МПа, а средняя плотность горных пород по разрезу скважины равна 2250 кг/м3. При таких условиях 10

	р, = 15,5 - 2,0 = 13,5 åè‡,
	1 - 0,3 о„ = 30 åè‡ > 2[0,43(10-6-2250-9,8-1500 - 15,5) + (15,5 - 13,5) = 18 åè‡. 3. Принимаются во внимание следующие исходные данные: при устойчивом или неустойчивом коллекторе, если grad p^ a а 0,1 МПа/10 м, а у самого коллектора ku > 0,1 мкм2 или kT > 0,01 мкм2, применяют конструкцию открытого забоя (рис. 1.1, в); если у коллектора низкая пористая или трещинная проницаемость, а grad рщ, а 0,1 МПа/10 м, то при устойчивом коллекторе применяют конст­рукцию забоя (рис. 1.1, б), а при неустойчивом коллекторе - изображенную на рис. 1.1, „; если grad рпд < 0,1 МПа/10 м, независимо от проницаемости пород при устойчивом коллекторе выбирают конструкцию забоя, изображенную на рис. 1.1, б, а при неустойчивом коллекторе - изображенную на рис. 1.1, г. II.  Конструкции закрытого типа В этом случае устанавливается соответствие конструкции условиям залега­ния и эксплуатации продуктивного объекта. Все расчеты колонн, выбор прочности цементного камня и прочее осуществляются согласно действую­щим инструкциям. III.  Конструкции смешанного типа 1. Устанавливается соответствие условиям залегания и эксплуатации про­дуктивного объекта. 2.  Оценивается устойчивость пород призабойной зоны пласта. 3.  При устойчивом коллекторе применяют конструкцию забоя, изобра­женную на рис. 1.1, д, а при неустойчивом коллекторе - на рис. 1.1, е. IV.  Выбор конструкции для предупреждения выноса песка 1. Устанавливается соответствие конструкции условий залегания и эксплуа­тации продуктивного объекта. 2.  Определяется средний фракционный состав пластового песка. 3.  В скважинах со средне- и крупнозернистыми песчаниками использу­ется конструкция забоя скважины, изображенная на рис. 1.1, ж; 4.  В скважинах с мелкозернистыми песчаниками применяют конструк­ции забоя, показанные на рис. 2.1, ж, з. Общая схема выбора конструкции забоя скважины для разных типов коллекторов с учетом воздействия основных факторов изображена на рис. 1.1. Общие требования к конструкции забоя открытого типа 1. Продуктивные пласты должны быть устойчивыми при депрессии и не разрушаться при кислотных и других методах искусственного воздействия на пласт: 11

	Рпл - Р, * ?f- ~ КрдН-Hfi - pj>.                                                              (1.7) 2.  В конструкциях забоев, изображенных на рис. 1.1, б, г, башмак экс­плуатационной колонны устанавливают в устойчивых непроницаемых отло­жениях кровли продуктивного объекта с целью изоляции вышезалегающих водных отложений, исключения осыпания пород открытого ствола и преду­преждения перетоков пластового флюида в вышеразмещенные горизонты; при наличии над кровлей пласта устойчивых непроницаемых пород большой толщины башмак колонны устанавливают на расстоянии 10-20 м от кровли пласта. 3.  В конструкциях забоев, изображенных на рис. 1.1, г, при наличии в кровле продуктивного объекта неустойчивых отложений с целью исключения осыпания пород открытого ствола эксплуатация скважины должна осуществ­ляться за счет применения двух заколонных пакеров типа ПМП конструк­ции ВНИИБТ. Один устанавливают в верхней части потайной колонны, другой - в устойчивой части кровли проуктивного объекта. 4.  При конструкции открытого забоя (см. рис. 1.1, в) эксплуатационная колонна цементируется с использованием пакера типа ПМД конструкции ВНИИБТ, установленного на 8-10 м выше перфорированного фильтра для предупреждения проникновения тампонажного раствора в продуктивную часть пласта. 5.  Открытие продуктивного объекта при АНПД в условиях однородной высокопроницаемой массивной залежи с развитыми вертикальными разло­мами и расселинами должно осуществляться до глубины залегания зоны ин­тенсивного поглощения бурового раствора. 6.  При последовательном бурении нескольких скважин одного куста и задержке при освоении продуктивных объектов до завершения строительст­ва запланированных скважин технология создания конструкции открытого забоя должна предусматривать исключение продолжительного воздействия бурового раствора на продуктивный пласт с целью максимального сохране­ния его коллекторских свойств. 7.  Технология создания конструкции открытого забоя скважины должна обеспечивать выполнение без осложнений следующих операций: спуск ком­поновок эксплуатационной и потайной колонн с установленными на них приспособлениями; закрепление колонны в призабойной зоне, качественное вскрытие пласта и современные способы освоения; искусственные воздейст­вия на призабойную зону с целью интенсификации притока; проведение ремонтно-изоляционных работ. Технология создания конструкций открытого забоя скважины сводится к следующему: при создании конструкции забоя (см. рис. 1.1, б) до кровли продуктив­ного пласта спускают эксплуатационную колонну, а затем ее цементируют; вскрывают продуктивный объект; при grad р^ < 0,1 МПа/10 м, кт < < 0,01 мкм2 применяют специальные буровые растворы или газообразные агенты - аэрированные буровые растворы, пены, азот, природный газ или воздух в виде тумана, не загрязняющие пласт; сначала бурят скважину до кровли продуктивного объекта; на основе ге­олого-геофизических исследований определяют глубину спуска эксплуата­ционной колонны и месторасположение ее башмака, учитывая необходимость его установления напротив устойчивых непроницаемых отложений; 12

	ствол скважины перекрывают эксплуатационной колонной; при grad Рщ, < 0,1 МПа/10 м и наличии близко расположенных от продуктивного пласта напорных горизонтов для исключения возможных перетоков флюи­дов на колонне устанавливают элементы колонной и заколонной остастки, повышающие качество разъединения пластов, и заколонный пакер типа ПДМ для манжетного цементирования эксплуатационной колонны или типа ПГП и ППГ для герметизации кольцевого пространства у ее башмака; вскрывают продуктивные отложения с использованием бурового раство­ра плотностью, отвечающей условиям Единых технических правил ведения работ при строительстве скважин на нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождениях (М.: ВНИИБТ, 1983); буровой раствор утяжеляют кислото-растворимыми утяжелителями; при плотности раствора до 1300 кг/м3 при­меняют мел; более значительное утяжеление обеспечивают мелом и баритом или только сидеритом; в случае проведения работ в трещинном коллекторе с аномально низким пластовым давлением при поглощении скважину переводят на воду, аэриро­ванную жидкость или пенную систему; углубляют забой на 30-50 м; выпол­няют испытание открытых отложений испытателем пластов; при наличии притока флюида скважину готовят к освоению и испытанию по принятой технологии; при отсутствии притока скважину дальше углубляют на 30-50 м и повторно проводят опробование продуктивного объекта испытателем плас­тов; эти работы проводят до получения объективной достоверной информа­ции; оптимальную депрессию на пласт определяют по результатам исследо­вания скважины на разных режимах; при использовании для вскрытия пластов буровых растворов с кисло-торастворимыми наполнителями для интенсификации притока обрабатывает­ся весь продуктивный объект раствором соляной кислоты 12—21 %-ной кон­центрации. Технология создания конструкции забоя, показанной на рис. 1.1, г, та­кая же, как и описанной выше конструкции. Дополнительная операция при ее создании - перекрытие неустойчивого пористо-трещинного коллектора потайной колонной-фильтром. Предупреждение обвала стенок скважины и зашламление открытого ствола достигается установлением заколонных паке-ров конструкции ВНИИБТ, размещающихся в неперфорированной части потайной колонны у кровли продуктивного пласта, а также в башмаке экс­плуатационной колонны. При этом порядок выполнения технологических операций по созданию конструкции забоя (см. рис. 1.1, г) следующий. Вы­полняют работы по заканчиванию скважины бурением. Проводят комплекс геофизических исследований, включая и кавернометрию, определение ин­тервала залегания продуктивного объекта и гидромониторное расширение ствола в указанном интервале. Расширение совершают гидромониторным перфоратором, оснащенным четырьмя насадками диаметром 6 мм, при расхо­де жидкости, обеспечивающем перепад давления на насадке не менее 10 МПа. Скорость подачи инструмента должна быть в пределах от 3 до 4 м/ч при его вращении на первой скорости. Раствор для предупреждения забива­ния насадки перфоратора тщательно очищается. По данным кавернометрии определяют степень разрушения стенок скважины, затем делают вывод о необходимом типе конструкции открытого забоя. Он определяется в зависимости от следующих условий: 1) ствол ус­тойчивый и разрушению не поддается — скважину оставляют открытой (см. 13

	рис. 1.1, б); 2) ствол неустойчивый, слабо уплотненные пропластки хорошо выделяются — скважину заканчивают со спуском в открытый ствол незаце-ментированной потайной колонны-фильтра, оснащенной пакерами, которые размещены против устойчивой нерасширенной части ствола. Потайную ко­лонну выполняют неперфорированной или в виде фильтра. Потайную колонну-фильтр оснащают круглыми отверстиями диаметром 10 мм с расчетом 20 отверстий на 1 м или щелями. В щелевом фильтре на 1 м трубы прорезают 8 щелей длиной 100-150 мм и шириной 3-5 мм каждая, расположенных по кругу с углом смещения 120°. Отверстия и щели разме­щаются не ближе 0,6 мм от резьбовых соединений колонны. Нижнюю часть потайной колонны-фильтра оснащают муфтой с нарезанными зубцами, ар­мированными твердым сплавом, обеспечивают их внедрение в забой и фик­сацию потайной колонны при отвинчивании бурильного инструмента. Неперфорированную потайную колонну в верхней части оснащают па-кером типа ПМП, а в нижней — башмачным патрубком с направляющей пробкой. В случае, если башмак эксплуатационной колонны отстоит от кров­ли продуктивного пласта более чем на 25 м, а кровля пласта составлена не­устойчивыми отложениями, потайную колонну оснащают вторым пакером типа ПМП, размещающимся ниже интервала залегания неустойчивых пород. Осуществляется распакерование пакеров в скважине, откручивается и поднимается бурильный инструмент, перфорируется потайная колонна пер­фораторами типов ПНКТ-73, ПНКТ-89, ПР-54 или ПР-43 при депрессии на пласт, конкретно определенной для скважины. Выполняются работы по вызову притока, освоению и исследованию скважин. При создании конструкции забоя по рис. 1.1 при grad p^ a а 0,1 МПа/10 м, kn a 0,1 мкм2 или kT a 0,01 мкм2 продуктивный горизонт вскрывают вместе с вышележащими отложениями без применения специ­альных растворов. Эксплуатационную колонну спускают до забоя, оснащая ее в интервале пласта-коллектора фильтром с отверстиями или щелями, а над фильтрами устанавливают пакер типа ПДМ и элементы заколонного оснащения. Последнюю трубу перед пакером оснащают чугунной заглушкой или в трубе заранее устанавливают цементную пробку. Цементируют сква­жину с поднятием тампонажного раствора в интервале от места установки пакера до проектной отметки. Разбуривают цементную пробку, упорное кольцо "стоп", цементный стакан и заглушку. При заканчивании скважины с конструкцией закрытого типа (см. рис. 1.1, й) продуктивный объект вскрывают вместе с вышележащими отложени­ями с использованием бурового раствора, не ухудшающего коллекторские свойства пласта. В забой спускают эксплуатационную колонну, скважину цементируют, а гидродинамическая связь с пластом осуществляется с при­менением пулевой, кумулятивной или гидропескоструйной перфораций. Технология создания конструкции забоя смешанного типа (см. рис. 1.1, д, е) в общем аналогична. Скважину бурят до проектной глубины со вскры­тием всей толщины продуктивного объекта. Эксплуатационную колонну спус­кают до глубины, обеспечивающей перекрытие и изоляцию близко располо­женных к кровле пласта напорных объектов, газовой шапки или верхней неустойчивой части продуктивных отложений. После цементирования колон­ны ее перфорацию выполняют в интервале высокопродуктивной части объ-ек-та, а перед вызовом притока в случае необходимости обрабатывают приза-бойную зону пласта. В отличие от конструкции забоя, изображенной на рис. 14

	1.1, д, в конструкции, приведенной на рис. 1.1, е, открытый забой, пред­ставленный неустойчивыми коллекторами трещинного или гранулярного ти­пов, перекрывают потайной колонной-фильтром. Технология создания конструкций забоя смешанного типа (см. рис. 1.1, д, е) в общем аналогична. Скважину бурят до проектной глубины с вскрыти­ем всей толщины продуктивного объекта. Эксплуатационную колонну спус­кают до глубины, обеспечивающей перекрытие и изоляцию близко располо­женных к кровле пласта напорных объектов, газовой шапки или верхней неустойчивой части продуктивных отложений. После цементирования ко­лонны ее перфорацию выполняют в интервале высокопродуктивной части объекта, а перед вызовом притока в случае необходимости обрабатывают призабойную зону пласта. В отличие от конструкции забоя, изображенной на рис. 1.1, д, в конструкции, приведенной на рис. 1.1, е, открытый забой, представленный неустойчивыми коллекторами трещинного или гранулярного типов, перекрывают потайной колонной-фильтром. Технология создания конструкций забоя для предупреждения выноса песка (см. рис. 1.1, ж) основывается, прежде всего, на объединении заце­ментированной эксплуатационной колонны и забойного фильтра (щелевого, с проволочной обмоткой, металлокерамического, титанового), установленного в интервале перфорации. Предельно допустимая депрессия на слабосцемен-тированный пласт при такой конструкции забоя определяется из выражения
	(/),                                                                                                 (1.8) 6k где с - сила сцепления горных пород, МПа, с = 0,2-5-1,4 МПа; е - коэффи­циент прочности пористых каналов, e = me,                                                                                                        (1.9) RK — радиус контура питания, принятый равным половине расстояния от ближайшей эксплуатационной скважины, м; гс - радиус скважины, м; k -проницаемость породы, мкм2; те, тп — соответственно эффективная и полная пористость. Пример Имеем rÒ = 0,1 Ï; RÍ = 200 Ï; k = 0,2 ÏÍÏ2; m = 24 %; mÔ = 26 %; Ò = 1 åè‡. Тогда i.H-aiinM Ар=26             01, = 026 МПа. 602 Ширину щели Z забойного фильтра выбирают из условия Z = 3d1 + d2, где du d2 - соответственно размеры самых мелких и самых крупных зерен пластового песка, мм. В конструкции забоя, представленной на рис. 1.1, з, предупреждение выноса песка достигается путем создания в перфорационных каналах искус­ственного фильтра из проницаемого тампонажного материала типа Конта-рен-2. Для этого после перфорации колонны создается вызов притока, отра- 15

	батывается пласт в течение 1—5 сут, проверяется проницаемость пласта и закачивается на поглощение тампонажный состав Контарен-2. Проницаемый полимерный тампонажный материал Контарен-2 разрабо­тан во ВНИИКРнефти и включает в свой состав ТС-10, уротропин, напол­нитель ШРС-С, получаемый при совместном помоле шлака, руды и соли (хлористого натрия) и водный раствор едкого натра. Начальная прочность материала на сжатие составляет не менее 6 МПа, а после вымывания из него соли - от 3,5 до 5,0 МПа. Соответственно проницаемость камня равна 0,12-0,20 Ë 1-5 ÏÍÏ2. Вымывание солевого наполнителя осуществляется при прокачивании через искусственный фильтр водных растворов ПАВ с концентрацией 0,5-0,1 % из расчета 1-2 м3 на 1 м интервала перфорации. Материал устойчив к воздействию кислот и не разрушается при темпе­ратуре до 200 °С. Предельная допустимая депрессия на пласт после крепления призабой-ной зоны Контареном-2 не должна превышать 3 МПа. 1.2. ПАКЕРЫ И СПЕЦИАЛЬНЫЙ ИНСТРУМЕНТ ДЛЯ РАЗОБЩЕНИЯ ПЛАСТОВ ПРИ КРЕПЛЕНИИ СКВАЖИН В ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЕ В мировой практике развивается выборочный метод изоляции пластов при креплении скважин, предусматривающий подбор к каждой зоне затрубного пространства наиболее оптимальных технологических мер, органично вхо­дящих в единый процесс крепления скважин. Важную роль при этом игра­ют заколонные пакеры. На Украине заколонные пакеры изготовляются АО "Карпатнефтемаш" в г. Калуше по технологической документации, разрабо­танной А. Цириным, В. Ванифатьевым, Л. Фарукшином. За границей зако­лонные пакеры разрабатываются и изготовляются главным образом фирмами США: Junes, Baker, Halliburton, TAM International, Complection Tool Co, Gearhardt Owen. Взрывные заколонные пакеры разработаны в Российской Федерации М. Левиным. В конструкциях забоя скважин (рис. 1.1, б - г) предусмотрено приме­нение заколонных пакеров. В табл. 1.1 представлена информация об основ­ных направлениях применения заколонных пакеров при креплении сква­жин. Установленные на обсадной колонне заколонные пакеры разной конст­рукции обеспечивают надежную изоляцию пластов между собой и преду­преждают перетоки нефти, газа или воды через цементное кольцо в затруб-ном пространстве. Особенно нужны эти пакеры тогда, когда водяные, нефтя­ные или газовые горизонты находятся на незначительном расстоянии друг от друга и когда во время операций освоения скажин или в период их экс­плуатации необходимо создавать большие депрессии на пласт, а значит, и большие градиенты давлений на один метр цементного кольца. В США внедрены в практику пакерующие корзины при манжетном це­ментировании. Эти корзины выполнены по аналогии с пружинными центра­торами, но в нижней половине пружины расширены и установлены с обо­юдным перекрытием. Корзины позволяют создавать в заданных зонах сква­жины седиментационно уплотненный цементный камень. 16

	Таблица 1.1
	Технические средства реализа­ции Основные направления применения Пакерующая корзина Пакер-фильтр Скважинный нагреватель, сква-жинный вибратор Заколонные проходные гидрав­лические и гидромеханические пакеры Заколонный гидравлический пакер с металлическим уплотня­ющим элементом Отсутствие каверн, седиментационно устойчивый там-понажный раствор, неограниченный температурный диапазон, наиболее ограниченный перепад давления Отсутствие каверн, неограниченная седиментационная устойчивость тампонажного раствора, неограниченный температурный режим, ограниченный перепад давления Отсутствие каверн, седиментационно устойчивый там-понажный раствор, ограниченный температурный ре­жим и перепад давления Отсутствие значительных каверн, устойчивая стенка скважины, повышенное или среднее управляемое давле­ние установления пакера, существенно повышенный перепад давления Отсутствие каверн, седиментационно устойчивый там-понажный раствор, ограниченный температурный диа­пазон, наиболее повышенный перепад давления
	В ТатНИИнефть разработан и нашел применение на практике пакер-фильтр, устанавливаемый на обсадной колонне. Это приспособление пред­ставляет собой патрубок, в котором вмонтирован фильтрующий элемент с обратным клапаном для пропуска фильтрата цементного раствора из затруб-ного пространства внутрь колонны через специальные отверстия, перекры­тые срезающими заглушками. Пакер-фильтр срабатывает после открытия отверстий в результате срезания заглушек цементирующей пробкой и сни­жения давления в цементирующей головке до атмосферного. Под действием перепада давления между затрубным и внутритрубным пространствами там-понажный раствор отдает избыточную воду не в пласт, а внутрь обсадной колонны, а твердая фаза смеси уплотняется в зоне фильтра. А. К. Куксов предложил в локальной зоне прогревать тампонажный раствор разными средствами, но для этого нужен большой арсенал техниче­ских средств. Наиболее радикальное средство улучшения изоляции пластов в строго заданных интервалах заколонного пространства скважины - применение заколонных пакеров, включающих в себя уплотняющий элемент в виде эла­стичной манжеты разной конфигурации. Манжета пакера должна представ­лять собой резиновое, резинотканевое или резинометаллическое изделие. По схеме уплотнения пакерующих приспособлений пакеры делятся на механи­ческие и гидравлические. Пакеры, не перекрывающие канал обсадной ко­лонны, называются проходными. Пакеры устанавливаются как в зоне ранее обсаженной колонны, так и в открытом стволе. В США наиболее широко применяются пакеры фирмы "Lynes". Пакер состоит из рукавного уплотнителя и клапанной муфты. Пакер или несколько пакеров устанавливаются в скважине на любых необходимых глубинах для обеспечения надежной герметизации пространства между обсадной колонной и стенкой скважины. Пакерование осуществляется после посадки цементи­рующей пробки на стоп-кольцо и повышения давления в колонне до необхо­димого. Жидкость, заполняющая обсадную колонну в зоне установления па­кера, поступает в рабочую полость уплотняющего элемента через канал в клапанной муфте. При этом рукав уплотняющего элемента расширяется, прижимаясь к стенке скважины. Жидкость поступает в рабочую полость и удерживается там двумя обратными клапанами, один из которых осуществля- 17

	ет защиту пакера при последующих технологических операциях в обсадной колонне, например, при гидравлическом разрыве пласта. При установлении на колонне нескольких пакеров в них монтируются срезные шпильки, разрушающиеся при разных давлениях. Срабатывают пакеры при повышении давления в цементирующей головке. Заколонные пакеры фирмы "Lynes" изготовляются для обсадных труб диаметром ÓÚ 88,89 ‰Ó 761,99 ÏÏ. В зависимости от конкретных геолого-технических условий крепления скважины заколонные пакерные приспособления для двухступенчатого или манжетного цементирования могут применяться для следующих целей: разобщения поглощающих или проявляющих пластов в интервале це­ментирования или ниже его; защиты продуктивного пласта от контакта с тампонажным раствором; обеспечения необходимой высоты подъема тампонажного раствора в за-трубном пространстве. Цель применения пакера определяется конкретными технологическими задачами разобщения пластов при креплении скважины. При этом конст­рукция заколонного пакера и принцип приведения его в действие должны обеспечивать его защиту от преждевременного износа в процессе спуска об­садной колонны, во время промывок скважины и цементирования ее интер­вала ниже пакера. Кроме того, конструкция пакера должна обеспечивать технологичность ее использования и надежный контроль за его работой в скважине во время цементирования независимо от глубины его установки. После изоляции пакером поглощающего интервала или пласта его уп­лотняющий элемент в процессе цементирования скважины выше пакера воспринимает перепад давления сверху вниз, обусловленный разницей меж­ду гидростатическими давлениями столбов жидкостей, а также гидродинами­ческими сопротивлениями в заколонном пространстве над пакером и давле­нием в поглощающем пласте. В случае изоляции проявляющего пласта этот перепад давления на уплотняющий элемент пакера на протяжении периода ожидания затвердения цемента (ОЗЦ) начинает действовать сверху вниз в связи со снижением гидростатического давления столба тампонажного рас­твора в процессе его твердения и схватывания. Поэтому избыточное давле­ние пакерования должно быть подобрано с учетом сохранения герметизую-щей способности уплотняющего элемента пакера при возможных изменени­ях воздействующего на него перепада давления. Установлено, что оптималь­ные значения избыточного давления пакерования для заколонных гидравли­ческих пакеров находятся в пределах 8-10 МПа. При использовании заколонного гидравлического пакера для двухсту­пенчатого или манжетного цементирования скважины расширение его уп­лотняющего элемента осуществляется закачиванием под него продавочной жидкости из обсадной колонны, в качестве которой, как правило, использу­ется буровой раствор, находящийся в скважине перед ее цементированием. Однако при использовании этого пакера для проведения манжетного цемен­тирования уплотняющий элемент пакера целесообразно заполнять началь­ной порцией тампонажного раствора, закачивающегося в скважину по обсад­ной колонне вслед за разделяющей пробкой, которая устанавливается в па-кере. При установке заколонного пакера на башмаке обсадной колонны по­лость уплотняющего элемента заполняется порцией тампонажного раствора из обсадной колонны в любой момент операции его продавливания в зако-лонное пространство скважины. 18

	При установке заколонных пакеров ступенчатого и манжетного цемен­тирования в открытой части ствола скважины, особенно непосредственно над изолирующим, поглощающим или проявляющим пластом, наиболее на­дежно использование пакеров с упругорасширяющимся уплотняющим эле­ментом подвижного типа, т.е. гидравлическим. Такой пакер обеспечивает до­статочно надежную изоляцию пласта при наличии в интервале его установ­ки небольших каверн и неровностей ствола скважины. При установке в но­минальном диаметре ствола скважины, составленного плотными и непрони­цаемыми породами, или в нижней части предыдущей обсадной колонны це-ле- сообразно использовать более простой и дешевый гидромеханический па­кер с уплотняющим элементом осевого сжатия или радиального расклини­вания. Для манжетного цементирования и заканчивания скважины с конструк­цией открытого типа одинаково технологичны в использовании следующие паке-ры: заколонный пакер с циркуляционным клапаном, приводимый в дей­ствие посадкой в него падающей пробки; пакер с цементирующей муфтой, приво-димый в действие последовательным образованием избыточного давле­ния в обсадной колонне после перекрытия ее башмака разделяющей пробкой или шаром; пакер, приводимый в действие избыточным давлением, с цемен-ти-рующей муфтой, которая срабатывает от падающей пробки. На рис. 1.2, а, б изображен уплотняющий элемент гидравлического пакера, конструкция
	Рис. 1.2. Уплотняющий элемент гидравлического пакера в восходящем (?) и рабочем (• ) состояниях
	19

	которого предупреждает возможность миграции газа или жидкости по телу рукава. Уплотняющий элемент гидравлического пакера состоит из корпуса 2, на котором при помощи конечной присоединительной арматуры / закреплен резинотканевый рукав, состоящий из внутреннего 3 и внешнего 7 резиновых слоев и промежуточного силового тканевого слоя 6. Между внутренним и силовым слоями рукава по винтовой линии намотаны запаянные с двух сто­рон и заполненные компонентами твердеющей массы эластичные самораз­рушающиеся трубки 4, на которых установлены прокалывающие скобки 5, выполненные в виде разрезанного кольца с высаженными внутрь иглами 8. Приспособление работает следующим образом. Уплотняющий элемент вмес­те с узлами пакера присоединяют к обсадной колонне и спускают в скважи­ну. По окончании процесса цементирования и срабатывания клапанного узла пакера жидкость из обсадной колонны через канал А поступает в полость уплотняющего элемента, раздувает его до состояния прижатия к стенке скважины. При последующем повышении давления прокалывающие скобки 5 разрушают стенки эластичных трубок 4, и компоненты твердеющей массы, которые, будучи вытесненными из трубки, перемещаясь, образуют крепкое монолитное соединение внешнего 7, внутреннего 3 и силового 6 слоев рука­ва. Компоненты твердеющего слоя в трубках 4 уплотняющего элемента под­бирают таким образом, чтобы не произошло их преждевременное твердение при проколе трубки в процессе спуска приспособления в скважину. Уплотняющие элементы гидромеханического пакера, разработанные ВНИИБТ, изображены на рис. 1.3 в трех вариантах. Приспособление по первому варианту (рис. 1.3, а, I) включает в себя корпус 6 с радиальными отверстиями А, на нем установлена секционная манжета 5, средняя часть которой 7 закреплена на корпусе срезным штиф­том 8, поршень-проталкиватель 2, защитную втулку / (на рисунке показана лишь частично), перекрывающую радиальные отверстия А в корпусе 6, упор 9, ограничители 4 хода поршня-проталкивателя и средней части манжеты. Поршень-проталкиватель 2 и упор 9 оборудованы элементами торцовой за­щиты 3. Это приспособление работает следующим образом. По окончании про­цесса цементирования скважины защитная втулка /, перемещаясь вниз, от­крывает радиальные отверстия А. Срабатывание защитной втулки может осуществляться путем устранения давления в цементирующей головке. При нарастании избыточного давления в обсадной колонне жидкость, поступаю­щая сквозь радиальные отверстия А корпуса 6, перемещает поршень-проталкиватель 2, который, в свою очередь, перемещает взаимодействующие с ним манжеты 5 и ограничитель 4 в строго заданное положение (рис. 1.3, а, II). При дальнейшем повышении давления поршень-проталкиватель 2 с помощью ограничителя 4 взаимодействует со средней частью 7 секционной манжеты, срезая штифт 8 и перемещая среднюю часть манжеты до контакта с верхним ограничителем 4 в положение, показанное на рис. 1.3, а, III. Приспособление по второму варианту (рис. 1,3, б, I) состоит из корпу­са 6 с радиальными отверстиями А и Б, установленной на нем манжеты 5, средняя часть которой 7 неподвижно закреплена на корпусе; основного пор­шня-проталкивателя 2 с ограниченным ходом и большой рабочей площадью, воспринимающей внутриколонное давление; защитных втулок / (на рисунке показаны лишь частично), перекрывающих радиальные отверстия А и Б в корпусе 6. Поршни-проталкиватели 2 и 3 оборудованы элементами торцовой 20

	м
	Рис. 1.3. Секционные уплотняющие элементы гидромеханического пакера: в, б — первый и второй основные элементы; в — дополнительный элемент
	защиты 3. Корпус обладает ограничителем хода основного поршня, выпол­ненным в виде разрезного кольца. Это приспособление работает следующим образом. По окончании про­цесса цементирования скважины защитные втулки /, перемещаясь, откры­вают радиальные отверстия А и Б. Втулки срабатывают как в первом вари­анте. При нагнетании избыточного давления в обсадной колонне жидкость, поступающая сквозь радиальные отверстия А и Б в корпусе, действует на рабочие площади поршней-проталкивателей 2 и 3. Так как площадь поршня-проталкивателя 2 больше площади поршня-проталкивателя 2', то под воздей­ствием избыточного давления в первую очередь переместится поршень-проталкиватель 2, обладающий ограниченным ходом, позволяющим перемес­тить взаимодействующие с ним секции манжеты 5 в строго определенное положение, которое показано на рис. 1.3, б, I. При дальнейшем повышении давления в обсадной колонне поршень-проталкиватель 2 перемещает смеж­ные с ним секции манжеты 5 в положение, изображенное на рис. 1.3, б, II. Проходные пакеры для радиального повышения качества разобщения пластов ВНИИБТ разработаны заколонные гидравлические пакеры типов ППГ и ПК (рис. 1.4, а - г). Каждый пакер включает в себя два основных элемента: рукавный уплотнитель и клапанный узел. Рукавный уплотнитель состоит из корпуса, на который с зазором посажен уплотняющий элемент с резиново-тканевого упругорасширяющегося рукава, закрепленного на концах корпуса стальными сжимающими обоймами. В теле корпуса находятся каналы для подачи рабочей жидкости в уплотняющий элемент. Клапанный узел включа- 21

	/ V /
	Рис. 1.4. Заколонные приходные гидравлические пакеры: / — корпус рукавного уплотнителя; 2 — упругорасширяющийся рукав; 3 — обжимающий стакан; 4 - корпус клапанного узла; 5 - дифференциальная втулка; 6 - резиновая пропускная манжета одностороннего действия; 7 - срезной винт; 8 - держатель с пружинными лапами; 9 - винт с пустотелой ножкой; 10 - вставка
	ет корпус, где установлены элементы, выполняющие функции впускного и запорного клапанов, а также предупреждающие несвоевременное срабатыва­ние клапана. В пакере-контейнере между рукавным уплотнителем и клапанным узлом установлен кольцевой контейнер, обеспечивающий заполнение уплотняюще­го элемента двухкомпонентной твердеющей смесью, отдельную доставку ком­понентов к месту пакерования и совместную их закачку в полость уплотня­ющего элемента с достаточно равномерным смешиванием. Это достигают разделением кольцевой рабочей полости контейнера по длине на несколько участков специальными кольцевыми разделителями с пропускными оторочка­ми. Рабочую полость заполняют смолами МФ-17 и ФР-12 с чередованием их по участкам. Смолы с контейнера в рукавный уплотнитель закачивают путем их вытеснения жидкостью, поступающей с обсадной колонны под заданным давлением. При этом от каждой пропускной оторочки зона перемещения расширяется потоком. Некоторое количество кольцевых разделителей в рабо­чей полости контейнера обеспечивает уменьшение и наложение указанных зон, вследствие чего смолы довольно равномерно смешиваются при их за­качке в рукавный уплотнитель. Образовавшаяся смесь через 5 сут дает проч­ность на сжатие 10—11 МПа. Пакеры типа ППГ и ПК приводятся в действие аналогично заколонному пакеру фирмы "Lynes". Для запакерования скважи­ны по окончании закачки в обсадную колонну продавливающей жидкости увеличивают давление и выдерживают под ним в продолжение некоторого времени (не менее 5 мин). При этом уплотняющий элемент расширяет
	22

	Таблица 1.2
	Показатели èèÉ-146 èèÉ-148 èä-146 èä-148 Максимальный перепад давления между ра- зобщенными зонами, МПа, при коэффици- енте пакерования: номинальном - 1,25 14 14 20 20 максимальном — 1,45 10 10 20 20 Минимальное внутреннее избыточное давле- 5,5 5,8 5,6 5,8 ние, при котором пакер приводится в дейст- вие, МПа Максимальный коэффициент пакерования 1,45 1,45 1,45 1,45 Максимальная рабочая температура, К 373 373 373 373 Расстояние, перекрываемое уплотняющим 1180 1180 1180 1180 пакером, мм Длина пакера в рабочем состоянии, мм 4375 4375 11175 11175 Внешний диаметр пакера, мм 172 195 172 195 Диаметр проходного канала, мм 124 144 124 144 Масса пакера в рабочем состоянии, кг 270 360 530 700 Максимальное избыточное давление на кор- пусе пакера, МПа: внешнее 30 24 30 24 внутреннее 20 20 20 20 Максимальная растягивающая осевая нагруз- 800 800 800 800 ка на корпус пакера, кН
	ся и плотно прижимается к стенке скважины жидкостью, поступающей в него. Клапанный узел пакеров типа ППГ и ПК поочередно выполняет сле­дующие функции: до завершения процесса цементирования исключает попа­дание жидкости продавливания в рабочую полость рукавного уплотнителя; после посадки цементной пробки на стоп-кольце соединяет эту полость с внутренним пространством обсадной колонны при дополнительном повыше­нии давления в цементирующей головке; после снятия избыточного давления в цементировочной головке после пакерования скважины герметично закры­вает рабочую полость рукавного уплотнителя; при последующих повышени­ях давления в обсадной колонне предупреждает соединение этой полости с полостью колонны. Цементирование обсадной колонны, оборудованной пакером типа ППГ или ПК, к моменту "стоп" не отличается от обычного процессса прямого од­ноступенчатого цементирования. При прохождении цементировочной пробки сквозь пакер элемент его защиты от несвоевременного срабатывания выво­дится из рабочего состояния, что отмечается незначительным всплеском дав­ления в нагнетательной линии. Этим обеспечивается подготовка клапанного узла к срабатыванию при создании в цементировочной головке заданного давления. Вследствие действия давления, создающегося после посадки це­ментировочной пробки на стоп-кольцо, срезается винт, удерживающий диф­ференциальный золотник. Последний, перемещаясь вверх, обеспечивает ги­дравлическую связь между рабочей полостью уплотняющего элемента и по­лостью обсадной колонны. В табл. 1.2 помещены данные о пакерах ППГ и ПК.

	1.3. ПАКЕРЫ ДЛЯ СТУПЕНЧАТОГО И МАНЖЕТНОГО ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ СКВАЖИН ТИПА ПДМ Пакер ПДМ является аналогом пакера американской фирмы "Lynes". Эти пакеры используются: при двухступенчатом цементировании - между ступе­нями цементирования; при манжетном цементировании - до начала закачки тампонажного раствора в обсадную колонну; при герметизации башмака об­садной колонны - непосредственно после завершения процесса цементиро­вания скважины. При использовании этих пакеров пакерование скважины и открытие циркуляционных отверстий пакера происходит за счет сбрасываемого пере­крывающего элемента (шара, пробки), смещающего втулки пакера под воз­действием заданного перепада давления. Поэтому необходима остановка цир­куляции жидкостей в скважине на период ожидания посадки сбрасываемого элемента в пакер. Заколонный пакер типа ПДМ (рис. 1.5) состоит из двух основных уз­лов: уплотняющего элемента и циркуляционного клапана. Узел уплотняюще­го элемента включает в себя патрубок 15 и резинотканевый или резиноме-таллический упругорасширяющийся рукав 14, герметично закрепленный на нем при помощи сжимающихся металлических втулок //. Патрубок 15 имеет осевой канал 12 и образует с уплотняющим рукавом 14 кольцевую полость 13. Узел циркуляционного клапана состоит из корпуса 3 с впускными ка­налами 10 и циркуляционными отверстиями 6, нижней подвижной втулки 9 с радиальными отверстиями 8 и опорным кольцом 17, посадочной втулки 19 с впускными отверстиями 18, установленной в корпусе 3 на срезных элемен­тах 7, размещенной в нижней втулке 9 на срезных штифтах 20 верхней ступенчатой втулки 2 с седлом 21, установленной между корпусом 3 и цангой 4 с выступами 5. Для соединения с обсадными трубами пакер обладает верх­ним / и нижним 16 переводниками. Для цементирования скважины пакером ПДМ используется патрубок IV с упорным кольцом, установленным на нижней части обсадной колонны над башмачным клапаном, а также нижняя 77/, падающая 77 и верхняя / цементировочные пробки, опускаемые в обсадную колонну в процессе цемен­тирования скважины. Пакер устанавливается и спускается в скважину на обсадной колонне. При двухступенчатом цементировании пакер размещается над поглощающим интервалом или пластом между ступенями цементирования. Интервал сква­жины ниже пакера ((первая ступень) цементирования через башмак обсад­ной колонны с использованием нижней цементирующей пробки. При ман­жетном цементировании пакер размещается непосредственно над изолиру­ющим продуктивным пластом, в стволе номинального диаметра, сложенном непроницаемыми породами. Пакер приводится в действие перед цементиро­ванием интервала скважины, расположенного выше его. Пакер действует следующим образом (см. рис. 1.5). Перед цементи­рованием участка скважины, расположенного выше пакера, в обсадную ко­лонну вкидывают падающую пробку, которая садится в посадочную втулку 19 и перекрывает проходной канал пакера. При избыточном давлении не менее 3 МПа, создаваемом в обсадной колонне над пробкой, втулка 19 смещается вниз до упора в кольце 17 нижней втулки 9. Под воздействием избыточного 24

	Рис. 1.5. Дополнительные приспособления для цементирования скважин с пакером ПДМ
	давления жидкость из обсадной колонны закачивается сквозь отверстия 18 и 8 и по каналам 10 и 12 под уплотняющий рукав 14, расширяя его до герметичного перекрытия затрубного пространства скважины. При дальнейшем повышении избыточного давления над пробкой до 8—10 МПа нижняя втулка 9 смещается вниз до упора в патрубок 15. При этом герме­тично закрываются впускные каналы 10 и открываются циркуляционные от­верстия 6, сквозь которые происходит цементирование скважины выше па-керов второй ступени. Циркуляционные отверстия закрываются при посадке в пакер верхней цементирующей пробки и образовании над ней избыточного давления не менее 4 МПа. При этом пробка сдвигает вниз к герметичному перекрытию циркуляционных отверстий верхнюю втулку 2, которая закреп­ляется в этом состоянии выступами 5 цанги 4. Удаление верхней и падаю­щей пробок и посадочных седел с проходного канала пакера совершается путем их разбуривания после окончания периода ОЗЦ и опрессовки обсад­ной колонны выше пакера. Технические характеристики пакеров помещены в Ú‡·Î. 1.3. Основные технологические схемы двухступенчатого цементирования скважин с применением пакера ПДМ изображены на рис. 1.6. На этих схемах изображены операции по приведению пакера в дейст­вие и проведению процесса цементирования скважин при помощи разных цементирующих пробок. При этом процессе двухступенчатого цементирова­ния скважину перекрывают между первой и второй ступенями на отрезок времени, необходимый для пуска и движения падающей пробки по обсадной колонне, посадки ее в пакер, проведения операций пакерования и открытия циркуляционных отверстий пакера. При манжетном цементировании скважины с использованием пакера 25

	Таблица 1.3
	Показатели èÑå-140 èÑå-146 èÑå-168 èÑå-178 Условный диаметр обсадной колонны, 140 146 168 178 мм Максимальный внешний диаметр паке- 172 177 200 203 ра, мм Диаметр проходного канала пакера, мм 120 130 150 155 Длина пакера, мм 3250 3250 3250 3320 Масса пакера, кг 200 180 230 260 Присоединительные резьбы (Ééëí 632-80) Длина расширяющейся уплотняющей éííå-140 ííå-146 éííå-168 éííå-178 ИЗО ИЗО ИЗО 1150 части пакера, мм Максимальный перепад давления на уп- 12 12 12 15 лотняющий элемент пакера при коэф- фициенте пакерования 1,27, МПа Максимальный коэффициент пакерова- 1,45 1,45 1,45 1,4 ния Максимальное внешнее давление на 57 40 37 41 корпус пакера, МПа Максимальное внутреннее давление на 63 46 43 41 корпус пакера, МПа Примечания. 1. Избыточное давление внутри уплотняющего элемента пакера при пакеровании 8-10 МПа. 2. Максимальная рабочая температура пакера 100 °С.
	ПДМ и окончании ее открытым забоем в зависимости от состояния ствола скважины непосредственно над изолирующим продуктивным пластом рас­ширение уплотняющего элемента пакера можно выполнять закачкой под него тампонажного раствора и обсадной колонны. В этом случае повышается прочность и герметизующая способность уплотнителя пакера на более дли­тельный период времени. Позже этот цемент вместе с пробками разбурива­ется.
	Рис. 1.6. Технологическая схема двухступенчатого цементирования скважин с пакером ПДМ: а - цементирование первой ступени; б - спуск падающей пробки; в - пакерование; г - цемен­тирование второй ступени; д - закрытие цементировочных отверстий; е - скважина после разбуривания 26

	1.4. ЗАКОЛОННЫЕ ВЗРЫВНЫЕ ПАКЕРЫ
	Эти пакеры устанавливаются на обсадной колонне и спускаются вместе с ней с установкой в заданные интервалы. Приведение в действие пакера со­вершается путем спуска внутрь обсадной колонны на каротажном кабеле электромагнитного генератора, при помощи которого образуется электромаг­нитное поле, обеспечивающее срабатывание зажигателя взрывчатки. При этом обеспечивается герметизация кольцевого зазора между обсадной колон­ной и стенками скважины с целью предупреждения перетоков жидкости и газа в период ОЗЦ, во время испытания и освоения скважины. Значительные преимущества такого пакера заключаются в том, что при этом обеспечивается равнопрочность пакера с обсадной колонной и отсутст­вие любых отверстий в колонне или корпусе пакера, необходимых для сра­батывания пакера. Небольшие размеры пакера позволяют устанавливать его между пластами, находящимися близко друг от друга. Схемы установки пакеров показаны на рис. 1.7. Характеристика пакеров приведена в табл. 1.4.
	Таблица 1.4
	Показатели èÇ5-175 èÇ5-195 èÇ13-205 Внешний диаметр, мм 175 195 205 Внутренний диаметр, мм 118 130 150 Максимально возможное гидро- 80 80 70 статическое давление, МПа Максимально допустимая темпе- 150 150 150 ратура, °С Максимальный перепад давления 30 30 65 между разобщаемыми пластами, МПа Внешний диаметр обсадной ко- 140 146 168-178 лонны, мм Номинальный диаметр ствола, 190 216 245 мм Масса, кг 80 90 90 Длина, мм 1360 1400 1400 Масса, кг 80 90 90	Рис. 1.7. Схема уста­новки взрывных паке­ров