експлуатаційні пакери і якорі
Пакери застосовують для роз'єднання пластів і ізоляції екс-експлуатаційного колони труб від впливу середовища в процесі експлуатації нафтових, газових, газоконденсатних і нагнітаючи-них свердловин, а також для проведення в них ремонтно-про-фнлактіческіх робіт.
Пакери використовують для проведення технологічних опера-цій по гідророзриву, кислотної і термічній обробці пла-ста, для виконання ізоляційних робіт, гідропіскоструминної перфорації, установки дротяних фільтрів і клапанів-отсе-кател, очищення вибоїв свердловин, газліфтній експлуатації та ін. Їх спускають в свердловину на колоні підйомних труб. Про-вихідне отвір пакера має дозволяти безперешкодно спускати інструмент і обладнання для проведення необхід-мих операцій освоєння та експлуатації свердловин.
Пакер повинен витримувати максимальний перепад тиску-ня, що діє на нього в екстремальних умовах (робочий тиск).
Розрізняють пакера наступних типів:
ПВ - пакер, що сприймає зусилля від перепаду тиску, спрямованого вгору;
ПН - то ж, спрямованого вниз;
ПД - то ж, спрямованого як вниз, так і вгору.
Герметичне роз'єднання простору експлуатаційної колони забезпечується підбором діаметра пакера відповідно до внутрішнім діаметром експлуатаційної колони труб, що створює оптимальний зазор між пакером і стін-кою експлуатаційної колони труб відповідно до ОСТ 26-16-1615-81.
Для сприйняття зусилля від перепаду тиску, що діє на пакер в одному або двох напрямках, пакер повинен мати відповідне заякорюють пристрій (якір), наявність якого в шифрі пакера позначається буквою «Я». Якорі в ос-новному застосовують з пакерамн типів ПВ і ПН.
За способом посадки пакери поділяють на гідравлічні-ські Г, механічні М і гідромеханічні ГМ.
Залежно від середовища, в якій застосовують пакери, пре-передбачаються наступні корозійностійкі виконання: Ki _ углекіслотостойкое; К2 і КЗ - сероводородостойкое (со-тримання H2 S і СО2 відповідно 6 і 25%); Т -Терм-стійке.
Пакери, здатні сприймати зусилля від перепаду тиску-ня, спрямоване як вниз, так і вгору, можуть залишатися
в свердловині і виконувати свої функції і без колони підйом-них труб, яку витягують після посадки пакера. В цьому випадку для від'єднання колони труб від пакера і повторного з'єднання її з ним використовують роз'єднувачі колон типів РК, 1РК і ЗРК, які встановлюють над пакером. У залишати-ється з пакером частина роз'єднувача перед роз'єднанням за допомогою канатної техніки встановлюють пробку, пере-вающий пласт, а видобуту частина роз'єднувача піднімають разом з колоною підйомних труб. Для роз'єднання і соеди-вати роз'єднувачів колон, а також спуску і вилучення пробок і прийомних клапанів разом з набором інструментів канатної техніки використовують штовхачі типів Т і IT, спускний інструмент ІС, посадковий інструмент 1ІС, інструмент под-ема замку ІПЗ і цанговий інструмент ІЦ.
Для підготовки стінок експлуатаційної колони труб під посадку пакера і якоря з метою забезпечення їх надійної ра-боти застосовують свердловинні інструменти (скребки СК і ко-лонний інструмент 2НК).
Пакер ТИПІВ ПН І ПД
Умовне позначення пакеров включає: буквенную частина, со-стоїть з позначення типу пакера (ПВ, ПН, ПД), способу посадки і звільнення пакера (Г, М, ГМ) і наявності якірного пристрою (буква Я); перша цифра після позначення типу пакера - число проходів, цифра перед буквами - номер мо-діли; перше число після букв - зовнішній діаметр пакера (в мм), друге число - робочий тиск (максимальний пере-пад тиску, що сприймається пакером); останні буква і цифра в позначенні - сероводородостойкое виконання. На-приклад, ПН-ЯМ-150-500; ПН-ЯГМ-118-210; 1ПД-ЯГ-136-500; ПД-Г-136-210К2.
Пакер типу ПН-ЯМ призначений для роз'єднання простий-ранство експлуатаційної колони нафтових і газових свердловин і захисту її від впливу пласта. Він складається з ущільнювач-ного пристрою, плашечного механізму і фіксатора типу бай-онетного замку. На ствол пакера вільно насаджені конус і ущільнювальні манжети. Плашки входять в пази Плашкотримач і в Пакер з зовнішнім діаметром 118 і 136 мм при-жиму до конусу за рахунок зусилля пружин Плашкотримач.
В інших Пакер плашкодержатель фіксується зі стовбуром і циліндром захопленнями.
Корпус ліхтаря з'єднаний з замком, що має фігурний паз, в якому може переміщатися палець, пов'язаний зі стовбуром. Посадка пакера проводиться шляхом пріпод'ема труб на расстоя-ня, необхідне для створення на пакер розрахункової осьової
навантаження, повороту його на 1,5-2 оборо-та вправо і потім спуску труб вниз.
Завдяки тертю черевиків про стін-ку експлуатаційної колони забезпе-чивается нерухомість корпусу фо-наря і плашок. Палець при повороті ковзає по фігурному пазу і опускаючи-ється вниз разом зі стовбуром.
Пакер ПН-ЯГМ (рис. 8.1 і табл. 8.1) призначений для роз'єднання про-просторів експлуатаційних колон неф-тяних і газових глибоких вертикальних і похилих свердловин.
Він складається з ущільнюючого, заяки-Ріва, клапанного пристроїв і гідроприводу.
Для посадки пакера в підйомні труби скидається кулька і створюється тиск. Рідина через отвір а в стовбурі потрапляє під поршень. При тиску 10 МПа поршень штовхає плашкодержатель, зрізає гвинти, Навзнач-ки насуваються на конус і, впираючись в стінку експлуатаційної колони, створюють упор для стиснення ущільнювач-них манжет. Під дією маси труб плашки впроваджуються в стінку експлуатаційно-ної колони, забезпечуючи заякорити-вання і герметичність роз'єднання. Про-вихідне отвір пакера відкривається при збільшенні тиску до 21 МПа. При цьому зрізаються гвинти, і сідло з кулькою випадає. При підйомі ко-лонни труб пакер витягають. При сня-тії осьового навантаження звільняються манжети, і стовбур, рухаючись вгору, тя-ні за собою конус, який звільняються-дає плашки.
Пакери 1ПД-ЯГ і 2ПД-ЯГ (рис. 8.2) призначені для роз'єднання простий-ранство експлуатаційної колони труб і захисту її від впливу пласта в нафтових і газових свердловинах.
Пакер складається з верхнього і нижнього якірних пристроїв, ущільнення, гідро-циліндра і фіксатора. Посадка пакера здійснюється шляхом подачі тиску
Мал. 8.2. Пакер типу ПД-ЯГ:
о, б - 1ПД-ЯГ з зовнішнім діаметром 136, 140, 145 мм; а - 2ПД-ЯГ-185-210; / - кор-пус якоря; 2 - кругла плашка; 3 - манжета; 4 - ствол; S - шліпс; 6 - штовхач; 7 - циліндр; 8 - поршень; 9 - захоплення; 10, 14, П і 19 - зрізані гвинти; // - золотник; 12 - конус; 13 - плашка; 15 - плашкодержатель; 16 - сідло; 18 - втулка фіксатора; отвори а і б - для подачі рідини при распакеровке
в колону підйомних труб, причому попередньо прохід па-кер перекривається кулькою, скидаються на сідло (див. рис. 8.2, а, в) або в конус в (див. рис. 8.2, б). Під дією тиску в трубах плашки верхнього якоря висуваються на-ружу, заякоріваясь на стінці експлуатаційної колони.
§ 2. ПАКЕР МЕХАНІЧНИЙ ПВМ
Пакер механічний ПВМ застосовують для ущільнення колони насосно-компресорних і бурильних труб в обсадної колоні свердловини при проведенні технологічних операцій по воздей-ствию на привибійну зону. Пакер (рис. 8.3) складається з стовбура 3, шліпсодержателя 9, в радіальних пазах якого установ-лени шліпси 8 з пружинами 11. Шліпси утримуються огра-нічітелем 10 і кришкою 12. До шліпсодержателю кришка при-міцніла болтами 14, в неї угвинчений фіксатор 13, що входить в направляючий паз на стовбурі. На ствол надіті конус 7, уп-лотнітельная манжета 6, шайба 5, захисна манжета 4 і на-Вінчі головка 1 з опорою 2. Захисна манжета пакера ко-Роче ущільнювальної манжети і має більш високу твер-дість. Нижня різьблення стовбура захищена запобіжним кільцем 15.
Технічна характеристика пакеров
ПВМ-140-50 140 50 50
Зовнішній діаметр, мм. 122
Діаметр прохідного отвер-
сті, мм. 48
Максимальний перепад давши-
лення, МПа. 50
Приєднувальна різьба, мм:
верхня ліва по
89 73 160 920 37,4 47,4
нижня по ГОСТ 633-80 60
Максимальна температура
робочого середовища, ° С. 100
Габаритні розміри, мм:
повного комплекту. 34
У свердловину, попередньо перевірену і очищену скребком, спускають на колоні труб пакер, при цьому фіксатор утримує шліпсодержатель в крайньому нижньому положенні щодо стовбура. При повороті колони труб за годинниковою стрілкою (2-3 обороту) фіксатор виходить в довгу проріз паза на стовбурі, звільняючи шліпсодержатель. При опусканні колони труб шліпси під дією пружин притискаються
до стінки свердловини і утримуються на місці, і конус заклинило-кість їх в обсадної трубі. Прикладена до Пакеру навантаження від ваги колони труб (від 7 до 12т) через головку і опору пере-дається манжетам, які деформуються і ущільнюють пакер. При натягу колони труб манжета відновлює свою первинну форму, конус звільняє шліпси, і пакер знімається з місця.
ПАКЕР гідромеханічних ПВ-ЯГМ
Пакер з гідромеханічним способом посадки призначений для захисту від високого тиску обсадної колони, располо-женной вище продуктивних пластів, в нагнітальних і доби-вающих свердловинах.
Пакер (рис. 8.4) складається з штока 5, до верхньої частини кото-рого за допомогою різьблення кріплять головку /, а до нижньої - корпус 16 клапанного вузла. Хвостовики шліпсов 6 взаємодіють з обоймою 7. Пази для шліпсоз як в голівці 1, так і в обоймі 7 виконані за формою «ластівчин хвіст», що запобігає випаданню шліпсов.
Деталі 2, 3, 4, 6, 7 становлять центрирующий і фіксую-щие вузли. Упор 10, циліндрична 11 і Самоущільнюючий 13 манжети, обмежувальні втулки 12 і 14 утворюють ущільнити-вальний вузол. Шліпси 6, обойма 7, упор 10, манжети 11, 13 і втулки 12 і 14 змонтовані на штоку 5 таким чином, щоб мати можливість переміщення до голівки 5, причому на час спуску вони фіксуються від переміщення стопорним 8 і запор-ним 9 кільцями. Самоустановлювальні манжета предохра-нена від пошкодження під час спуску захисним кожухом 15.
Тарілчастий клапан 18 являє собою пластину з ра-Діус вигину, рівним внутрішньому розміру корпусу 16. Таке виконання клапана дозволило мати при його відкритті наскрізний канал без звуження. Сідло 19 клапана фіксується в корпусі 16 штифтами 20 таким чином, що клапан знаходиться в пріот-критому положенні. Такий стан клапана дозволяє при спуску проникати свердловинкою рідини в насосно-компресор-ні труби. Втулка 22 служить фіксатором клапана в нижньому його положенні. Корпус клапана в нижній частині з'єднується з переводником 24.
Перед установкою пакера свердловина повинна бути прошабло-ннрована, крім того в інтервалі установки пакера обсадних колон необхідно зачистити від іржі, цементної кірки або інших відкладень. Перевіряють стан затягування різьбо-вих сполук, манжет, які не повинні мати задирок, міхурів, тріщин, сторонніх включень. Захисний кожух 15 напресовують на Самоущільнюючий манжету 13 з по-міццю інструмента І13М і фіксують кільцем.
Перед спуском пакер нагвинчують на колону насосно-ком-пресорних труб за допомогою різьблення на голівці /. Після спуску пакера на необхідну глибину проводять опресовування насосно-компресорних труб. Для цього в них під тиском подають рідину, в результаті чого закривається клапан 18. герметичний-ність насосно-компресорних труб визначається за інтенсив-ності падіння тиску рідини. Тиск опресування не поділ-жно перевищувати 10 МПа. Надалі при перевищенні давши-лення рідини зрізаються штифти 20. Клапан 18 з сідлом 19, долаючи зусилля пружини 23, переміщається вниз до сопри-косновение з втулкою 22, при цьому клапан відкриває отвір, що зв'язує канал пакера з внутрішньою порожниною кожуха 15. Під дією тиску рідини кожух знімається з самоуп-лотняющейся манжети 13, і обидві манжети переміщаються вгору по штоку 5, долаючи зусилля стопорного кільця 8 і переме-щая упор 10, обойму 7 і шліпси 6. шліпси насуваються по похилих пазах на головку /, врізаються в колону і фікс-ру т пакер в місці установки.
При припинення закачування клапан під дією пружини 17 відкривається. Втулка 21 під дією пружини 23 переме-ється в початкове положення, при цьому клапан виявляється між втулкою 21 і корпусом 16, т. Е. Надійно фіксується у відкритому положенні.
Пакер застосовують для тривалого роз'єднання затрубного простору свердловини. Роз'єднання проводять за допомогою двох гумових ущільнювачів манжет, одна з яких - самоуп-лотняющаяся, що забезпечує установку пакера на необхід-мій глибині. Шліпсовий вузол оберігає пакер від переме-щення при змінах режимів роботи свердловини.