Создание внутрискважинных герметизаторов с многослойными эластичными оболочками для строительства, освоения и ремонта скважин Щербин Алексей Викторович

Содержание к диссертации

Введение

1. Современное состояние проблемы и задачи исследований 8

1.1. Современный технический уровень и тенденции технического развития внутрискважинных герметизаторов. 8

1.2. Предпосылки экспериментально-теоретических исследований уплотнительных элементов внутрискважинных герметизаторов 25

1.3. Задачи исследований 39

2. Разработка и аналитическое исследование внутрискважинных герметизаторов на основе многослойных эластичных оболочек 40

2.1. Схемно-конструктивные решения внутрискважинного оборудования при современных методах строительства и ремонта нефтегазовых скважин 40

2.2. Поисковые аналитические эксперименты по обоснованию методики расчёта уплотнительных элементов 50

2.3. Математическая модель напряжённо-деформированного состояния многослойных и традиционных уплотнительных элементов 54

2.4. Результаты аналитического исследования герметизаторов. Оценка их деформированного состояния и оптимизация отдельных показателей 66

3. Объекты и методика экспериментальных исследований 81

3.1. Стендовое оборудование для испытаний внутрискважинных герметизаторов и объекты исследований 81

3.2. Методика экспериментальных исследований на стенде 97

4. Основные результаты экспериментальных исследований 112

4.1. Сравнительные результаты испытаний серийных и многослойных уплотнительных элементов из маслобензостойкой резины 112

4.2. Влияние вертикального расположения слоев на работоспособность уплотнительного элемента 121

5. Технико-экономическая эффективность совершенствования многослойных уплотнителей 139

5.1. Перспективные герметизаторы и уплотнители, и их возможные области применения 139

5.2. Пример определения технико-экономической эффективности внутрискважинных герметизаторов на основе многослойных эластичных

оболочек 148

Общие выводы 158

Литература

• Предпосылки экспериментально-теоретических исследований уплотнительных элементов внутрискважинных герметизаторов
• Поисковые аналитические эксперименты по обоснованию методики расчёта уплотнительных элементов
• Методика экспериментальных исследований на стенде
• Влияние вертикального расположения слоев на работоспособность уплотнительного элемента

Введение к работе

Актуальность темы. Высокое качество герметизации нефтяных и газовых скважин в процессе бурения, освоения и последующей эксплуатации, в том числе при капитальном ремонте, является важнейшим условием их эффективного использования как долговременных сооружений. Применяемые при этом герметизирующие устройства должны позволять безаварийно проводить различные работы в скважине, и обеспечивать выполнение технических, экологических и экономических требований.

Решение задачи надёжного разобщения интервалов скважины не должно вступать в противоречие с необходимостью безаварийного извлечения внутрискважинного инструмента, что обеспечивается, в свою очередь, способностью уплотнителя сохранять первоначальную форму после снятия нагрузок и возвращаться в транспортное положение за счёт упругих свойств материала, из которого он изготовлен.

Задача осложняется ростом глубин, освоением шельфовых месторождений, строительством многозабойных, наклонных и горизонтальных скважин, повышением экологических требований при бурении, креплении, освоении и эксплуатации скважин. В связи с этим указанная научно-техническая проблема должна решаться на основе принципиально новых инженерных решений.

Цель работы. Повышение эффективности и качества разобщения пластов в процессе бурения, освоения и ремонта скважин путём создания новых уплотнителей внутрискважинных герметизаторов (пакеров) на основе многослойных эластичных оболочек.

Основные задачи исследования

1. Разработать и обосновать новые схемы и конструктивные решения внутрискважинного герметизатора, на основе создания компоновок уплотнителя из многослойных эластичных оболочек.

2. Разработать математические модели работы серийного и предложенного уплотнителей.

3. Провести сравнительное аналитическое исследование вариантов исполнения, напряжённо-деформированного состояния, соотношения размеров и преимуществ многослойного уплотнителя по сравнению с серийным.

4. Создать стендово-испытательный комплекс для исследований серийного и предлагаемого внутрискважинного герметизаторов с обеспечением жёстких условий эксплуатации, приближенным к натурным.

5. Провести стендовые испытания и сравнительные экспериментальные исследования контактных напряжений, деформации, других характеристик и возможностей серийного и нового уплотнителей.

6. Оценить технико-экономические и экологические показатели предлагаемых уплотнителей.

Научная новизна

6. 1. Разработаны новые принципы создания уплотнителей внутрискважинного герметизатора для разобщения и герметизации обсадной колонны при бурении, освоении, эксплуатации и ремонте скважины.

   2. Разработана математическая модель для оценки напряжённо-деформированных состояний цельноформованных и многослойных уплотнителей.

   3. Разработан аналитический метод определения характера распределения внутренних напряжений в монолитном и многослойном уплотнителях.

   4. Создан, научно обоснован и запатентован стендово-испытательный комплекс, моделирующий жёсткие условия эксплуатации пакеров, приближенные к реальным условиям скважины.

   5. На основе новых экспериментальных и теоретических методов исследования разработаны математические и физические модели натурных условий работы пакера в заданном интервале герметизации обсадной колонны.

   Практическая значимость и реализация результатов работы

   6. 1. Разработан, изготовлен и испытан многослойный уплотнитель, применение которого позволяет увеличить перепад воспринимаемого давления и предотвратить выдавливание резины в уплотняемый зазор.

      2. Созданный многослойный уплотнитель обладает возможностью деформироваться при переходе из транспортного положения в рабочее при малых сжимающих нагрузках.

      3. Разработан и изготовлен стендово-испытательный комплекс для исследования напряжённо-деформированного состояния уплотнителей внутрискважинных герметизаторов;

      4. Проведённые сравнительные стендовые испытания серийных и многослойных уплотнителей показали, что предлагаемые уплотнители обладают более высокой способностью воспринимать и поглощать прикладываемые к ним внешние нагрузки, чем стандартные.

      5. Разработан метод применения предлагаемых уплотнителей, расширяющий возможности проведения технологических операций в скважине увеличивающих нефтеотдачу пласта.

      6. Разработанные новые уплотнители и стендово-испытательный комплекс практически используются в ООО «ЛУКОЙЛ-ВолгоградНИПИморнефть» для принятия обоснованных проектных решений.

      Апробация работы. Основные положения диссертации доложены и обсуждены на: региональной конференции молодых исследователей Волгоградской области (2001, первая премия); международном научном симпозиуме «Безопасность жизнедеятельности, XXI век» (Волгоград, 2001); научно-практической конференции молодых учёных и специалистов «ТюменНИИгипрогаз» (2002, диплом 3-й степени и грамота); экологических чтениях (Волгоград, 2002); всероссийских научно-технических конференциях «Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России» (М., РГУ нефти и газа, 2003, 2005, 2007); международной научной конференции молодых учёных «Организация и управление на предприятиях нефтегазового комплекса» (С.-Пб., 2001); научно-практической конференции «Проблемы обустройства морских нефтегазовых месторождений северного Каспия и Балтики» (Волгоград, 2003); научных конференциях Волгоградской ГСХА (2001) и Волгоградской ГАСУ (2004, 2005). В полном объёме диссертация доложена и обсуждена на научных семинарах Волгоградской ГСХА, ООО «ЛУКОЙЛ-ВолгоградНИПИморнефть».

      Публикации. По теме диссертации опубликовано 29 печатных работ, из них 5 патентов РФ, в т.ч. 2 работы в научно-технических журналах, входящих в перечень рецензируемых научных журналов и изданий, утвержденный ВАК РФ.

      Структура и объём работы. Диссертационная работа состоит из введения, пяти глав, основных выводов, списка использованных источников, включающего 158 наименований, и содержит 128 страниц машинописного текста, 82 рисунка, 6 таблиц, 3 приложения.

      Автор выражает искреннюю признательность и благодарность за оказанную практическую помощь, и поддержку при написании диссертационной работы Пындаку В.И., Ефимченко С.И., Репею А.М., Поликарпову А.Д., Белоусову Н.Н., Оганову Г.С., Оганову А.С., Гусману А.М., Сухоносову Г.Д., Смолянскому А.А., Мухину Б.М., Пуртову Л.Н.

      Предпосылки экспериментально-теоретических исследований уплотнительных элементов внутрискважинных герметизаторов

      По мере увеличения различных типов внутрискважинного оборудования применяемого для разобщения участков ствола, возникла необходимость его предварительной классификации. В соответствии с ОСТ 26-16-1615-81 [73] пакеры (внутрискважинные герметизаторы) для нефтяных и газовых скважин разделены по. типу направления действия усилия, вверх - ПВ, вниз - ПН, комбинированный - ПД, а также по виду способа фиксации, различающиеся как самостоятельно фиксирующиеся - Я, гидравлические - Г, механические -М, гидромеханические - ГМ. Однако в полной мере данная классификация не отражает расширяющиеся области применения пакеров.

      Рядом авторов [47,24,29,114,21, 54, 57, 115,149,46] были предприняты попытки привести к систематизации отечественные внутрискважинные герметизаторы. На наш взгляд, наиболее полно такая систематизация отражена в работе Беленькова А.Ф. [29], где приведена классификация пакерных устройств, применяемых в отечественной практике при бурении, испытании и эксплуатации на нефть и газ, твёрдые полезные ископаемые и воду. На этом фоне можно рассматривать в плане решения проблем повышения эксплуатационных свойств лишь отдельные группы внутрискважинных герметизаторов, выделенных по характерным признакам и имеющих общие принципы действия. Предложенная классификация пакеров составлена с учётом их достоинств и недостатков. В основе разработанной классификации находится два вида признаков.

      В первом, установлена связь между отдельными типами пакеров, раскрываются конструктивные особенности и принцип их действия. Во втором, показано место отдельной конструкции в общей системе, характеризующей вспомогательные (внешние) особенности, общие для многих типов пакеров. С учётом конструктивных схем и принципа действия пакеры разделены на следующие типы: D CB - пакеры сжатия, работающие под действием внешних сил; D СУ - пакеры сжатия, работающие под действием упругих (внутренних) сил; D НД - надувные пакеры; I О НМ - намывные пакеры; ТВ - твердеющие пакеры. Каждый тип пакера разделён на классы в зависимости от материала, из которого изготовлен уплотнительный элемент: Р - резиновые, М -металлические, П - песчаные, Л - ледяные, Ф - пластмассовые. Пакеры типа СВ герметизируют кольцевой уплотняемый зазор вследствие осевого сжатия уплотнительного элемента, представляющего собой полый цилиндр или набор цилиндров, а также создания дополнительной нагрузки после прижатия его к стенкам скважины известными в настоящее время способами [29].

      Особенностью пакеров СУ является диаметр уплотнительного элемента, его диаметр в свободном состоянии больше внутреннего диаметра перекрываемой скважины. В результате уплотнительный элемент за счёт упругих сил при открытом варианте спуска, оказывается сразу прижатым к стенкам скважины [21] или прижимание уплотнительного элемента к внутренней стенке скважины происходит после смещения защитного кожуха при спуске в закрытом варианте [57, 21]. Степень прижатия к стенкам скважины, увеличивается при повышении давления в скважине.

      Надувные пакеры типа НД, уплотнительные элементы которых представляют собой оболочку, по торцам закреплённую в корпусе или выполненную заодно с ней, разобщают скважину растяжением и прижатием оболочки к стенкам скважины под действием избыточного давления закачиваемой [54] или находящейся в скважине жидкости [146, 53], а также давления газа, образующегося при взрыве заряда ВВ [55]. Очевидно, что в современных условиях данная классификация требует совершенствования с учётом последних достижений в этой отрасли. В классификации имеется, уже устаревшие и неэффективные пакеры, не учтены последние разработки новаторов и изобретателей, а также соответствующий зарубежный опыт.

      В последние годы заметное распространение получили внутрискважинные герметизаторы СВ - пакеры сжатия, уплотнительные элементы которых приводятся в рабочее положение под действием внешних сил. На них приходится примерно 80% проводимых на скважине работ, связанных с необходимостью разобщения обсадной колонны на участки (гидравлический разрыв пласта, соляно-кислотные обработки и т.п.) [29, 114, 22,21,47].

      Особенностью работы внутрискважинных герметизаторов любого типа [114] является взаимосвязь их способности перекрывать уплотняемый зазор, воспринимать рабочие давления в существующих условиях и способности принимать первоначальную форму после снятия нагрузок для беспрепятственного извлечения из скважины. Это означает, что на первом этапе проведения технологической операции по установке внутрискважинного герметизатора требуется повышенная эластичность уплотнительного элемента для оптимального перекрытия уплотняемого зазора. В свою очередь, эластичность уплотнительного элемента ограничивается предельным значением, при котором уплотнительный элемент начинает выдавливаться в уплотняемый зазор при заданных и существующих внешних воздействиях.

      Сочетание повышенного давления, возрастания пластовой температуры по мере увеличения глубины скважины и наличие агрессивных жидкостей негативно сказывается на работоспособности уплотнительных элементов внутрискважинных герметизаторов. В частности при пластовой температуре свыше 150 С происходит термодеструкция резины и разрушение уплотнительного элемента.

      Независимо от типа внутрискважинного герметизатора, главным элементом, обеспечивающим надёжную работу при проведении различных операций на скважине, является уплотнительный элемент [47]. Надёжность работы внутрискважинного герметизатора определяется главным образом степенью конструктивного и функционального совершенства уплотнительного элемента и материала, из которого он изготовлен. Также как внутрискважинные герметизаторы (пакеры), сами уплотнительные элементы можно разделить на различные типы. Захарчук З.И. и Масич В.И. различали [47] два основных типа уплотнительных элемента - по способу нагружения: механические и гидравлические. Типичным уплотнительным элементом, который относится к механическим, является уплотнительный элемент внутрискважинного герметизатора с опорой на забой (рис. 1.2) [47].

      Поисковые аналитические эксперименты по обоснованию методики расчёта уплотнительных элементов

      Сложные процессы в уплотнительных элементах внутрискважинных герметизаторов оцениваются, как правило, .величиной возникающих напряжений и деформаций. Следовательно, разработка и создание новых более перспективных конструкций уплотнительных элементов внутрискважинных герметизаторов обусловлены необходимостью изучения их напряжённо-деформированного состояния.

      Аналитический способ исследования уплотнительных элементов внутрискважинных герметизаторов при разобщении скважины на участки, предполагает, в конечном итоге, определение их основных конструктивных и эксплуатационных параметров, к которым относятся: величина предварительной сжимающей нагрузки, обеспечивающая герметичное разобщение скважины, высота уплотнительного элемента, ход штока, а также диаметр уплотнительного элемента относительно диаметра скважины [11, 29, 69, 31,42,49, 62, 72, 87,120 и др.].

      Одним из основных параметров, от которого зависит надёжность герметизации и целостность уплотнительного элемента, является предварительно сжимающая нагрузка, с помощью которой внутрискважинный герметизатор переводят из транспортного положения в рабочее, а его уплотнительный элемент деформируется и прижимается к внутренней стенке обсадной колонны, разобщая ствол скважины на зоны - зону над инструментом и зону под инструментом [7, 15, 16, 19, 25, 28, 47, 50, 65, 71, 72, 122, 145]. В своей работе А.Ф. Беленьков [29] приводит несколько методик, позволяющих определять величину предварительно сжимающей нагрузки [23, 76, 122, 9]. Им установлено, что они не полностью раскрывают механизм герметизации уплотнительными элементами внутрискважинных герметизаторов типа СВ (сжимаемых под действием внешних нагрузок). На наш взгляд, им выдвинута убедительная гипотеза: «Герметизирующая способность уплотнительных элементов после установки в скважине пакеров типа СВ зависит от контактного давления рк, величину которого определяют из уравнения Рк=РКс+РКп (1.1) где ркс - контактное давление, образующееся за счёт предварительной сжимающей нагрузки; ркп - контактное давление обусловленное действием перепада давлений» (С. 92).

      Для параметрического описания напряженно-деформированного состояния эластичных деталей, используют численные методы расчёта конструкций, например метод конечных элементов, который более прост для реализации на ЭВМ, чем вариационный или вариационно-разностный методы [48]. Рассчитываемая область разбивается на конечное число малых элементов, в виде треугольников для плоской задачи и многогранников для пространственной задачи. В заданных пределах элемента, перемещения представляют с помощью суммы аппроксимирующих функций.

      Например, при исследовании уплотнительных манжет скважинного пакера с применением метода расчёта конечных элементов, разработана математическая модель [148] для исследования характеристики упругих материалов, применяемых для уплотнительных элементов с криволинейными наружными геометрическими параметрами. Для этого устанавливается нелинейная характеристика материалов выраженная в виде тензора деформации с тремя инвариантами. Выбранная величина напряжённого состояния конечного малого неоднородного элемента, выраженная четырёхугольником неправильной формы и выделенного по точкам пересечения двух линий на изопараметрической круглой поверхности гипотетически применима для расчёта толстостенных цилиндрических тел, подвергнутых внутреннему давлению.

      В работе [45], например, рассматривается с помощью метода конечных элементов простейшая уплотнительная манжета для вращающихся деталей, в расчёте которой применена отличающаяся исключительной сложностью математическая модель. В расчёте эластичная уплотнительная манжета в своём радиальном сечении насчитывает порядка 421 конечных малых треугольных элементов, содержащих помимо всего 39 внутренних конструкций, каждая из которых, в свою очередь, имеет 37 треугольных конечных малых элемента, составляющих порядка 1037 неизвестных. В разработанной математической модели применены вариационные уравнения возможных перемещений совместно с условием несжимаемости резины. Такое решение для простейшей манжеты не имеет практического смысла.

      Применение метода конечных малых элементов для изучения напряженно-деформированного состояния угаютнительных элементов внутрискважинных герметизаторов в принципе возможно с применением вычислительной техники. Однако расчётная модель, в которой присутствует неоднородная структура материала с различными модулями упругости, резинометаллическая конструкция и помимо этого многослойный набор уплотнительных элементов, всё это в совокупности может представлять собой очень сложную задачу для численного решения.

      Известна работа [ПО], где приведены результаты теоретического и экспериментального исследования напряжённо-деформированного состояния уплотнительного элемента и дана лишь упрощённая формула для инженерных расчётов контактных давлений между уплотнительным элементом и штоком, при этом, значения в формуле определены с помощью поправочных коэффициентов.

      Для экспериментального определения напряжённо-деформированного состояния резиноёмких уплотнительных элементов в своё время был распространён поляризационно-оптический метод исследований [69], позволявший определять напряжения по всему объёму уплотнительных элементов, включая сложные их конфигурации. Этот метод даёт приближённую оценку как на направление, так и на величину контактных и касательных напряжений, а так же может выявлять наиболее нагруженные участки и очаги разрушения уплотнительных элементов.

      Методика экспериментальных исследований на стенде

      Во время спуска внутрискважинного герметизатора на колонне насосно компрессорных труб 1 до заданного интервала, его размещают, таким образом, чтобы он не изменял своего положения относительно обсадной колонны 5 в процессе эксплуатации. В момент приведения внутрискважинного герметизатора в рабочее состояние происходит деформация уплотнительного элемента 3 между верхней 2 и нижней 4 опорами до полного исчезновения зазора между стенкой обсадной колонны и уплотнительным элементом с целью і разобщения колонны на зоны над и под внутрискважинным герметизатором [73]. При этом рассматриваем деформацию уплотнительного элемента под действием силы F (рис. 2.8) на двух этапах [29, 30, 31, 56, 71, 124, 131]. На первом этапе происходит простое одноосное сжатие уплотнительного элемента до соприкосновения со стенкой обсадной колонны (рис. 2.8, а), на втором, уплотнительныи элемент испытывает сложное напряжённое состояние от воздействия перепада давления и силы трения по поверхности контакта шток уплотнитель-колонна (рис. 2.8, б). Считаем, что объектом исследования является резиновый уплотнительныи элемент, посаженный на шток внутрискважинного герметизатора, а его взаимодействие с обсадной колонной осуществляется посредством контактного давления и жидкостного трения. В транспортном положении уплотнительныи элемент свободно посажен на шток, при этом его наружный диаметр меньше наружного диаметра опор внутрискважинного герметизатора. Материал уплотнительного элемента ) (резина) является однородным и изотропным во всём объёме. В случае многослойного уплотнительного элемента, его объём разделён на вставленные один в другой тонкостенные цилиндры, причём размеры высоты, наружного и внутреннего диаметров многослойного равны размерам монолитного уплотнительного элемента. Твёрдость наружного и внутреннего цилиндра выше твёрдости среднего цилиндра, вдобавок твёрдость по торцам наружного и внутреннего цилиндров выше твёрдости их сердцевины.

      Деформации стальных деталей внутрискважинного герметизатора и обсадной колонны не учитываются, поскольку модуль упругости материала уплотнительного элемента на несколько порядков ниже их модуля упругости. Предполагаются известными физико-механические характеристики материала уплотнительного элемента и его модифицированного слоя.

      Необходимо определение предварительной сжимающей нагрузки уплотнительного элемента до соприкосновения со стенкой обсадной трубы и распределения контактных давлений по его высоте в сравнении многослойной конструкции со сплошной конструкцией.

      Уплотнительный элемент находится в осесимметричном относительно оси z (рис. 2.9) напряжённом состоянии. На первом этапе напряжения и деформации изменяются в цилиндрических координатах, а на втором только вдоль двух координатных осей z и г. Деформация уплотнительного элемента находится в пределах 10 %. Исследования в работах [29, 124, 131, ПО] установили,, что пакерная резина в пределах рабочих деформаций до 35% подчиняется закону пропорциональности (закону Гука) с достаточной для практических расчётов точностью. Поэтому, в нашем случае возможным применением математического аппарата для решения поставленной задачи могут стать методы линейной теории упругости, основные положения которой изложены в упомянутых в 1.2 работах. Для решения поставленной задачи могут быть применены и другие методы, в частности ранее упоминавшийся универсальный метод конечных элементов. Применение этого метода и аналогичных численных методов оправдано при решении задачи на этапе оптимизации, и позволяет раскрыть картину в частном случае. При разработке нового направления, каким является способ герметизации с помощью многослойных уплотнительных элементов, потребовались аналитические методы решения задач их деформации, позволяющие установить общие закономерности протекающих процессов в рассматриваемом уплотнительном элементе. Схема нагружения уплотнительного элемента: а - на первом этапе; б - на втором этапе (нижняя опора условно не На рис. 2.9, а показан бесконечно малый элемент, выделенный из тела уплотнительного элемента двумя меридиональными плоскостями и двумя цилиндрическими поверхностями с радиусами г и r+dr, а также двумя поперечными сечениями, проведёнными на расстоянии dz друг от друга. Указанные на рисунке нормальные и касательные напряжения aZZi Tzn тщ возникают в уплотнительном элементе на первом этапе нагружения. Соответственно, на рис. 2.9, б представлена геометрия и нагрузка уплотнительного элемента на втором этапе герметизации. Для изучения работоспособности многослойного уплотнительного элемента в условиях напряжённо-деформированного состояния была разработана математическая модель, описывающая данные условия. Причём, стандартный уплотнитель рассмотрен как однослойный элемент. Для описания напряжённо-деформированного состояния уплотнителя в условиях осесимметричной задачи использовался метод функции напряжений СП. Тимошенко, интерпретированный нами следующим образом: где G - модуль сдвига; иг, щ, щ - перемещения в направлении соответствующих координат; r,z, p- цилиндрические координаты; ап, azz, ап, Ъ р Tyz, п нормальные и касательные напряжения в соответствующих координатах; Т- потенциал деформации Ламе, как функция напряжения являющийся решением уравнения Лапласа для полого цилиндра в замкнутом

      На основании теоретических и экспериментальных исследований установлена связь между технологией изготовления уплотнительных элементов и работоспособностью уплотнительного соединения. Также установлена количественная взаимосвязь между технологическими факторами создания уплотняющего эффекта и характеристиками уплотнительных элементов: количеством слоев, геометрической формой и величиной усилия потребного для приведения уплотнительного элемента в рабочее положение, а так же распределением контактного давления по высоте. Установлено, что на работоспособность уплотнительного элемента влияют: режимы установки (величина предварительной нагрузки, скорость деформации, распределение напряжений); размеры и положение уплотнителя в пространстве; качество уплотняемой поверхности; форма и размеры уплотнительного элемента; форма, параметры торцовых поверхностей уплотнительного элемента и эффективность защиты уплотняемой поверхности; технологическая наследственность изготовления уплотнительного элемента и другие параметры.

      Влияние вертикального расположения слоев на работоспособность уплотнительного элемента

      Внутри имитатора 6 помещён имитатор 7 лифтовой колонны - отрезок, например, насосно-компрессорной трубы соответствующего размера. Между имитаторами 6 и 7 размещен испытуемый внутрискважинный герметизатор 8, между ним и внутренней полостью имитатора 6 обсадной колонны предусмотрен кольцевой зазор. Имитатор 7 лифтовой колонны посредством нижнего переводника 9 соединен с пустотелым штоком 10 фиксирующего блока 2. На конце имитатора 7 подвижно установлен нижний упор 11, движение вниз которого ограничивает резьбовая муфта 12. На нижнем упоре на резьбе закреплена обечайка 13 с отверстиями 14. Между этой обечайкой и внутренней полостью имитатора 6 обсадной колонны предусмотрен кольцевой зазор. В фундаментной плите 4 выполнен канал 15 для подвода имитирующего скважинного давления в полость обечайки 13 и имитатора 6 обсадной колонны.

      Основу фиксирующего блока 2 составляет дополнительный гидроцилиндр 16 с указанным пустотелым штоком 10 и цилиндром 17, которые связаны со штоком 18 основного гидроцилиндра 19 силового блока 3. Дополнительный гидроцилиндр заключен в корпус 20, жёстко соединённый посредством, например, фланцев 21 и 22 и шпилек 23 с основным гидроцилиндром 19. Корпус 20 посредством резьбовой муфты 24 жёстко соединён и с имитатором 6 обсадной колонны. Связь цилиндра 17 и пустотелого штока 10 со штоком 18 основного гидроцилиндра 19 выполнена посредством верхнего переводника 25. Проворот переводника 25 и всего дополнительного гидроцилиндра 16 вокруг оси предотвращается за счёт штифта 26, закреплённого в переводнике и введённого в паз 27 корпуса 20. В дополнительный гидроцилиндр 16 помещён кольцевой поршень 28 с конической юбкой 29. Последняя взаимодействует с сухарями 30, посаженными на пустотелом штоке 10 с возможностью периодического упора в корпус 20 через окна Зів указанном цилиндре 17. Под сухарями на пустотелом штоке 10 подвижно установлен кольцевой толкатель 32, опирающийся на пружину

      На пустотелом штоке посажена конусовидная направляющая 34 с окнами 35 — с возможностью взаимодействия с ней внутренней полости юбки 29 кольцевого поршня 28 и с возможностью прохода в окна 35 сухарей 30. В последних выполнены конусовидное ) углубление (рис. 3.3, б), куда заходит скошенный конец 36 цилиндра 17. На наружной поверхности сухарей выполнена насечка 37. Продолжением цилиндра 17 является обечайка 38, которая скреплена с нижним переводником 9. Между обечайкой и толкателем 32 пропущен конец направляющей 34, при этом цилиндр 17 и обечайка 38 зажимают выступ направляющей. В связи с этим указанные окна 31 в цилиндре 17 конструктивно совмещены с окнами 35 в направляющей 34. В верхней части пустотелого штока 19 предусмотрено отверстие 39, которое гарантированно находится выше кольцевого поршня 28. Таким образом, полость имитатора 7 лифтовой колонны и полость пустотелого штока 10 сообщаются между собой и с полостью над кольцевым поршнем 28. Дополнительно к этому полости сообщаются с каналом 40 в верхнем переводнике 25, который, в свою очередь, сообщается с углублением в штоке 18 основного гидроцилиндра 19. Это углубление снабжено заглушкой 41.

      Силовой блок 3 - это по существу основной гидроцилиндр 19, продолжением штока 18 которого является поршень 42. Наружный цилиндр 43 этого блока снабжён нижней проходной 44 и верхней глухой 45 крышками, в которых выполнены каналы 46 и 47,48 и 49 соответственно для подвода и отвода рабочей жидкости. Стенд содержит также патрубок 50 Г-образной формы для контроля герметизирующих свойств внутрискважинного герметизатора 8, парубок расположен выше него. Снаружи стенда, напротив расположенного в нём внутрискважинного герметизатора, смонтированы средства 51 для обогрева имитатора обсадной колонны - для теплового воздействия на внутрискважинного герметизатора и на рабочую среду возле него.

      Стенд снабжён известными насосными установками для создания давления, приборами контроля и т.п. (на чертеже не показаны). В полости имитатора 7 лифтовой колоны помещён плавающий поршень 52.

      Стенд для испытания внутрискважинных герметизаторов работает следующим образом.

      Для установки испытуемого внутрискважинного герметизатора 8 свинчивают резьбовую муфту 24, и два блока - фиксирующий 2 и силовой 3, вместе с нижним переводником 9 - поднимают, на имитатор 7 лифтовой колонны одевают внутрискважинного герметизатора, опирая его на нижний упор 11. Далее фиксирующий блок 2 устанавливают на испытательный блок 1, соединяя их резьбовой муфтой 24, а силовой блок 3 отсоединяют. Для этого свинчивают верхние гайки со шпилек 23, поднимают блок 3 вместе с нижней проходной крышкой 44. Отвинтив заглушку 41, через канал 40 заправляют полости пустотелого штока 10 и имитатора 7 рабочей жидкостью, при этом плавающий поршень 52 опускается в крайнее нижнее положение. Далее в штоке 18 основного гидроцилиндра 19 устанавливают заглушку 41; и посредством фланцев 21, 22 и шпилек 23 скрепляют фиксирующий 2 и силовой 3 блоки. На этапе подготовки стенда к работе подключают также насосные установки, приборы контроля, источник питания средств 51 для обогрева имитатора обсадной колонны и т.п. Поочерёдно подавая рабочую жидкость в каналы 46 и 48, из штоковой и поршневой полостей гидроцилиндра 19 выдавливают воздух, который выходит через симметричные каналы 47 и 49 соответственно, после чего последние глушат. Проводят и пробную заправку подпакерной («скважинной») полости, подавая рабочую жидкость в канал 15 — воздух выходит через Г-образный патрубок 50.

      Похожие диссертации на Создание внутрискважинных герметизаторов с многослойными эластичными оболочками для строительства, освоения и ремонта скважин

      Разработка промывочных систем для освоения и ремонта скважин в условиях АНПДТагиров Олег Курбанович

      

      Разработка и исследование составов ингибирующих технологических жидкостей для освоения и ремонта низкодебитных скважинТулубаев Андрей Борисович

      

      Повышение эффективности капитальных ремонтов скважин с целью совершенствования разработки и эксплуатации газовых залежейДмитрук Владимир Владимирович

      

      Проблемы и перспективы развития технологий заканчивания, эксплуатации и ремонта скважинОтт Виктор Иоганесович

      

      Повышение долговечности эксплуатационных колонн при работе и ремонте скважинАлексеев Денис Леонидович

      

      Применение волокнистых наполнителей в инвертно-эмульсионных растворах для повышения качества капитального ремонта скважинШамсутдинов Радик Диасович

      

      Исследование и разработка технологии извлечения остаточных запасов из заблокированных зон при капитальном ремонте скважинФархутдинов Ринат Рифович

      

      Разработка составов для восстановления герметичности заколонного пространства при капитальном ремонте скважинСаид Ибрагим Али Фара

      

      Повышение эффективности использования жидкостей для глушения и ремонта скважин на основе бромидов цинка и кальция Ламосов Михаил Евгеньевич

      

      Разработка технологии гидродинамической кавитационной очистки труб от отложений при ремонте скважин Омельянюк Максим Витальевич