НЕФТЕПРОМЫСЛОВОЕ ОБОРУДОВАНИЕ
УДК 622.24.05 © В.И. Пындак, 2015
Внутрискважинные и роторные герметизаторы на основе многослойных эластичных оболочек
В.И. Пындак, д.т.н. (Волгоградский гос. аграрный университет)
Адрес для связи: sport2@vlpost.ru
Ключевые слова: герметизатор, эластичная оболочка, давление, деформация, напряжение.
Downhole and rotary sealing devices on the basis of multilayer elastic shells
V.I. Pyndak (Volgograd State Agriculture University, RF, Volgograd)
E-mail: sport2@vlpost.ru
Key words: sealing device, elastic shell, pressure, deformation, stress.
The sealing element of downhole sealing device (packer) is divided into three independent vertical shells and possesses high compliance. 3.6 times packer deformation force decrease and multifold reduction in stresses, appearing in this case, is achieved at a pressure drop 50 MPa. The rotary sealing device (revolving preventor) is also developed on the basis of multilayer elastic shells to the pressure 21 MPa.
При восстановлении ранее законсервированных скважин и строительстве многозабойных и горизонтальных скважин возникают проблемы разобщения интервалов в перфорированных областях при температуре до 150 ^ и давлении 50 МПа и более. Серийные резиновые пакеры не обеспечивают возможность реализации всего спектра технологий воздействия на скважину, включая гидроразрыв пласта (ГРП) c высоким давлением. В связи с этим разрабатываются новые внутрискважинные уплотнители, в том числе составные из армированной резины или из набора шайб различной твердости и др.
Создан и апробирован на специальном стенде не имеющий аналогов внутрискважинный герметизатор, в котором уплотнитель (рис. 1) разделен на три независи-
Рис. 1. Схема уплотнителя многослойного герметизатора
мые вертикальные оболочки: внутреннюю 1 и наружную 2 из маслобензостойкой резины повышенной твердости. Между ними находится передаточное звено 3 из мягкой резины [1, 2]. Торцы внутренней и наружной оболочек окантованы особыми манжетами 4 и 5 высокой твердости. Предусмотрены также разделительные кольца 6 на торцах всего уплотнителя, которые можно изготавливать из термостойкого полимера методом точения.
Внутрискважинный герметизатор в компоновке лифтовой колонны не имеет существенных отличий от традиционно монолитных пакеров, однако он не нуждается в многократном дублировании путем формирования «гирлянды» уплотнителей. Для герметизации соответствующего интервала в скважине достаточно одного или для перестраховки двух уплотнителей. Перевод герметизатора в рабочее состояние выполняется в обычном порядке с той лишь разницей, что затрачиваемые усилия на деформацию уплотнителя значительно меньше.
Для сравнительных испытаний были изготовлены взаимозаменяемые серийный (монолитный) и экспериментальный трехслойный уплотнители. Для приведения в действие пакера необходимо приложение к нему осевой нагрузки К Установлено, в частности, что для предварительной осевой деформации трехслойного уплотнителя на 12 мм требуется F = 30 кН, а для монолитного уплотнителя F = 90 кН, т.е. в 3 раза больше (рис. 2) [3]. Для герметизации интервала скважины при перепаде давления 50 МПа нарастание усилия F составляет 20 кН (всего 50 кН, см. рис. 2, прямая АВ) при деформации трехслойного уплотнителя до 15 мм. Для такой деформации монолитного уплотнителя необходимо приложить значи-
100 05'2015 НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО
W
Рис. 2. Сравнительная деформация трехслойного (1) и монолитного (2) уплотнителей
тельную силу Г = 180 кН (см. рис. 2, прямая СБ), т.е. в 3,6 раза больше. Это потребует комплектации лифтовой колонны утяжеленными бурильными трубами, что для горизонтальных скважин проблематично.
Аналитическими методами определены радиальные напряжения в оболочках трехслойного уплотнителя и по всей толщине стенки монолитного уплотнителя при давлении флюидов р = 50 МПа (рис. 3). Радиальные напряжения на наружной поверхности уплотнителя - это также контактные давления, обеспечивающие герметизацию в скважине. На внутренних поверхностях обоих уплотнителей закономерно фиксируются напряжения сжатия. Однако их значения в центральном сечении монолитного уплотнителя достигают запредельной величины 102,8 МПа, в таком же сечении трехслойного уплотнителя - напряжения составляют всего 3,9 МПа. Весьма важно, что на наружной поверхности трехслойного уплотнителя также фиксируются сжимающие напряжения, которые распределены симметрично по высоте уплотнителя. Их максимум атах = 56,8 МПа; герметизация интервала обеспечивается, поскольку атах > р.
В монолитном уплотнителе герметизация достигается самым неблагоприятным образом - верхней кромкой (только здесь атах = 68,6 МПа > р) за счет частичного вы-
давливания резины в уплотняемый зазор. Это подтверждают данные эксплуатации при давлении в скважине до 30 МПа (известно, что при р > 30 МПа серийные пакеры недостаточно эффективны). На их недопустимую перегрузку при р = 50 МПа указывает огромный диапазон напряжений по центру уплотнителя - от -102,8 МПа на внутренней поверхности до 47,7 МПа на наружной.
Таким образом, разделение резинового «монолита» на три независимые вертикальные эластичные оболочки способствует кардинальному снижению как усилий Г для принудительной деформации уплотнителя, так и напряжений при действии силы Г и давления р. Это отражается на энергоемкости соответствующих технологических процессов и функциональных возможностях внутрискважинных герметизаторов, их надежности и безопасности.
Для снижения внутреннего трения между внутренней и наружной оболочками и повышения модуля упругости резины на поверхности (при сохранении эластичности сердцевины) предусматривается, как вариант исполнения, диффузионная поверхностная модификация оболочек. Это обеспечивает снижение коэффициента трения примерно в 2 раза, повышение прочности и износостойкости поверхностного слоя оболочек.
С целью предотвращения нефтегазопроявлений в процессе бурения скважины (по крайней мере на начальной стадии) иногда применяются роторные герметизаторы -вращающиеся превенторы. Из-за несовершенства конструктивных схем отечественных опытно-промышленных образцов превенторов такого типа их использование необоснованно прекращено. Авторами патента [4] разработан принципиально новый роторный герметизатор, в котором также применены многослойные эластичные оболочки. В этом герметизаторе (рис. 4) имеются разъемный корпус 1 с патрубком 2 для отвода флюидов и самодействующий уплотнитель 3 с осевым каналом 4. Самодействующий уплотнитель включает внутреннюю 5и внешнюю 6 эластичные оболочки из резины повышенной твердости. Их верхние торцы навул-
Рис. 3. Эпюры радиальных напряжений аг в стенке трехслойного (а) и монолитного (б) уплотнителей (знак «минус» означает сжимающие напряжения)
НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО
05'2015 101
xrz =Э/ дг [(1 -V)-V29-9zz ],
(6)
Рис. 4. Схема роторного герметизатора
канизированы на съемные кольцевые металлические опоры. Нижние свисающие концы оболочек имеют окантовки из более твердого эластомера. Между оболочками размещено передаточное звено 7 особой конфигурации из мягкой резины. Осевой канал 4 внутренней оболочки имеет форму неправильного однополюсного гиперболоида со смещенным к низу сужением. Поверхность осевого канала подвергнута диффузионной модификации. Модуль упругости Е поверхностного слоя в 30-60 раз превышает соответствующий показатель сердцевины резиновой оболочки Е0. Глубина модифицирования составляет 1,5-2 мм, по мере ее увеличения показатель Е снижается. Внутренние (контактирующие) поверхности оболочек покрываются графитовой смазкой.
При ограниченном «наборе» бурильных труб на установке (например, диаметром 127 и 140 мм) и роторных квадратных вращателей таких же диаметров перекрытие скважины с отводом флюидов обеспечивает один типоразмер уплотнителя. В зависимости от диаметра труб герметизатор может быть укомплектован несколькими типоразмерами уплотнителей. Обжатие бурильной трубы, в том числе замково-муфтового соединения труб, и квадратного вращателя достигается за счет высокой податливости уплотнителя независимого действия оболочек, а также за счет опосредственного действия флюидов на внешнюю оболочку 6 переменного по высоте сечения (см. рис. 4). Наиболее неблагоприятные и сложные деформации воспринимает внутренний уплотнитель при обжатии квадратного вращателя. При этом проблема герметизации решается за счет поперечной деформации передаточного звена 7 из мягкой резины при сохранении его объема.
Для описания напряженно-деформированного состояния уплотнителя в условиях осесимметричной задачи использовался метод функции напряжений С.П. Тимошенко, интерпретированный следующим образом:
2GU = -Ф ;
2GW = 2 (1 -V)-VV9zz ; ое = д/ dz (-У2ф-фг / r ); or = д/ dz ((У2ф-фгг ); oz =д/ dz [(2-v)-vVÇzz ];
(1) (2)
(3)
(4)
(5)
где G = Е/[1(1 + V)] - модуль сдвига; и, W - линейное перемещение вдоль оси соответственно г и z; ф - неизвестная функция напряжений; V - коэффициент Пуассона; У2ф = фгг + ф/г + ф22; ов, а, аг - нормальное напряжение соответственно кольцевое, радиальное и вдоль оси z; хг% - касательные напряжения.
Аналитические исследования показывают следующее: основной диапазон напряжений воспринимает внутренняя оболочка; передаточное звено оправдывает свое название; внешняя оболочка выполняет функцию погашения энергии деформации; во внутренней оболочке напряжения концентрируются в поверхностном слое осевого канала (за счет модификации); несмотря на повышенные напряжения (в местах контакта с вершинами квадрата) их значения (до 50 МПа) существенно меньше допустимых для модифицированной резины. Упругие свойства модифицированного слоя учитываются модулем Е, изменяющимся по экспоненте; возрастанию внутреннего трения в уплотнителе «препятствует» графитовая смазка. Верхние концы уплотнителя через кольцевые металлические опоры соединены с поворотным (на подшипниках) основанием, поэтому при взаимодействии с квадратом уплотнитель вращается. Максимальное давление, на которое рассчитывается герметизатор, составляет 21 МПа. При более высоких давлениях в скважине используется традиционное противов
Для дальнейшего прочтения статьи необходимо приобрести полный текст. Статьи высылаются в формате PDF на указанную при оплате почту. Время доставки составляет менее 10 минут. Стоимость одной статьи — 150 рублей.