Вопрос 6.7. Эксплуатационные пакеры

Пакеры применяют для разобщения пластов и изоляции эксплуа­ тационной колонны труб от воздействия среды в процессе эксплуата­ ции нефтяных, газовых, газоконденсатных и нагнетательных скважин, а также для проведения в них ремонтно-профилактических работ.

Пакеры используют для проведения технологических операций по гидроразрыву, кислотной и термической обработке пласта, для выполнения изоляционных работ, гидропескоструйной перфорации, установки проволочных фильтров и клапанов-отсекателеи, очистки забоев скважин, газлифтной эксплуатации и др. Их спускают в сква­ жину на колонне подъемных труб.

Различают пакера следующих типов:

ПВ - пакер, воспринимающий усилие от перепада давления, на­ правленного вверх;

ПН - то же, направленного вниз; ПД - то же, направленного как вниз, так и вверх.

Условное обозначение пакеров включает: буквенную часть, состо­ ящую из обозначения, типа пакера (ПВ, ПН, ПД), способа посадки и освобождения пакера (Г, М, ГМ) и наличия якорного устройства (буква Я); первая цифра после обозначения типа пакера - число прохо­ дов, цифра перед буквами - номер модели; первое число после букв -

- 3 7 5 -

Рис . 6.35. Пакер П Н - Я М : а - пакеры с наружнымидиаметрами

150,160,185, 210, 236, 265 мм;

б — пакеры с диаметрами 118

и 136 мм; 1-головка; 2 - упор;

3-манжеты;4-конус; 5 - плашка;

6 - плашкодержатель; 7 - цилиндр;

8 - захват; 9 - корпус фонаря;

10- башмак; 11 - замок; 12- гайка;

13 - палец: 14 - ствол

наружный диаметр пакера (в мм), второе число - рабочее давление (максимальный перепад давлений, воспринимаемый пакером); после­ дние буква и цифра в обозначении - сероводородостойкое исполнение.

Пакер типа ПН-ЯМ предназначен для разобщения пространств эксплу­ атационной колонны нефтяных и га­ зовых скважин и защиты ее от воздей­ ствия пласта, состоит из уплотни-тельного устройства, плашечного ме­ ханизма и фиксатора типа байонетно-го замка (рис. 6.35). На ствол пакера свободно насажены конус и уплотни-тельные манжеты. Плашки входят

в пазы плашкодержателя и в пакерах

с наружным диаметром 118 и 136 мм (см. рис. 6.35, б) прижимаются к ко­ нусу за счет усилия пружин плашко­ держателя. В остальных пакерах (см. рис. 6.35, а) плашкодержатель фикси­ руется со стволом и цилиндром зах­ ватами. Корпус фонаря соединен

с замком, имеющим фигурный паз,

в котором может перемещаться па­ лец, связанный со стволом. Посадка пакера проводится путем приподье-ма труб на величину, необходимую для создания на пакер расчетной осе­ вой нагрузки, поворота его на 1,5...2 оборота вправо и затем спуска труб вниз. Благодаря трению башмаков

о стенку эксплуатационной колонны обеспечивается неподвижность кор­ пуса фонаря и плашек. Палец при по­ вороте скользит по фигурному пазу

и опускается вниз совместно со стволом.

В пакере (см. рис. 6.35, б) при дви­ жении ствола конус раздвигает плаш­ ки и последние заякориваются на стенке эксплуатационной колонны.

В пакере (см. рис. 6.35, а) ствол совме-

стно с головкой, упором, манжетами, конусом, плашками и плашкодержате-лем, опускаясь, доходит до упора в ци­ линдр.

При этом захваты заходят в паз а, ос­ вобождая ствол, а конус раздвигает плашки в радиальном направлении и заякоривает их. Сжатие манжет и гер­ метизация пакером разобщаемых про­ странств происходит при дальнейшем опускании ствола пакера за счет массы колонны подъемных труб. Пакер извле­ кается из скважины в результате подъе­ ма труб. При этом освобождаются ман­ жеты, а ствол своим буртом вытягивает конус из-под плашек, которые освобож­ даются и одновременно приводят кор­ пус плашек с захватами в исходное по­ ложение. При подъеме труб и повороте их влево на 1,5...2 оборота палец на ство­ ле автоматически входит в фигурный паз замка, благодаря чему пакер может быть посажен повторно без извлечения из скважины.

Пакер ПН-ЯГМ(рис. 6.36) предназ­начен для разобщения пространств эк­ сплуатационных колонн нефтяных и газовых глубоких вертикальных и на­ клонных скважин, состоит из уплотня­ ющего, заякоривающего, клапанного устройств и гидропривода. Для посад­ ки пакера в подъемные трубы сбрасы­ вается шарик и создается давление. Жидкость через отверстие а в стволе попадает под поршень. При давлении 10 МПа поршень толкает плашкодержа-тель, срезает винты, плашки надвигают­ ся на конус и, упираясь в стенку эксп­ луатационной колонны, создают упор для сжатия уплотнительных манжет. Под действием массы труб плашки вне­ дряются в стенку эксплуатационной колонны, обеспечивая заякоривание

Рис. 6.36. Пакер ПН-ЯГМ:

1 — муфта; 2 —упор; 3 — манжета;

4 — ствол; 8 — обойма; 6 — конус; 7—шпонка; 8 — плашка;

9 — плашкодержатель; 10 — винт; И — кожух; 12 — поршень;

13 — корпус клапана; 14 - шарик;

15 — седло; 16 — срезной винт

- 3 7 7 -

и герметичность разобщения. Проходное отверстие пакера открыва­ ется при увеличении давления до 21 МПа. При этом срезаются вин­ ты, и седло с шариком выпадает. Пакер извлекается в результате подъема колонны труб. При снятии осевой нагрузки освобождаются манжеты и, ствол, двигаясь вверх тянет за собой конус, который ос­ вобождает плашки.

Рис. 6.37. Пакер механический ПВМ:

1-головка; 2 - опора;

3 - ствол; 4 - защитная манжета; 5 - шайба;

6 - уплотнительная манжета;

7 - конус; 8 - шлипс;

9 - шлипсодержатель;

10 - ограничитель;

11 - пружина,; 12 - крышка;

13 - фиксатор; 14 - болт;

15 - предохранительное кольцо

Пакер механический ПВМприменяютдля уплотнения колонны насосно-компрес-сорных и бурильных труб в обсадной колон­ не скважины при проведении технологичес­ ких операций по воздействию на призабой-ную зону. Пакер (рис. 6.37) состоит из ство­ ла 3, шлипсодержателя 9, в радиальных па­ зах которого установлены шлипсы 8 с пру­ жинами 11. Шлипсы удерживаются ограни­ чителем 10 и крышкой 12. К шлипсодержа-телю крышка прикреплена болтами 14, в нее ввинчен фиксатор 13, входящий в направля­ ющий паз на стволе. На ствол надеты конус 7, уплотнительная манжета б, шайба 5, за­ щитная манжета 4 и навинчена головка 1 с опорой 2. Защитная манжета пакера коро­ че уплотнительной манжеты и имеет более высокую твердость. Нижняя резьба ствола защищена предохранительным кольцом 15.

В скважину, предварительно проверен­ ную и очищенную скребком, спускают на колонне труб пакер, при этом фиксатор удер­ живает шлипсодержатель в крайнем нижнем положении относительно ствола. При пово­ роте колонны труб по часовой стрелке (2...3 оборота) фиксатор выходит в длинную про­ резь паза на стволе, освобождая шлипсодер­ жатель. При опускании колонны труб шлип­ сы под действием пружин прижимаются

К стенке скважины и удерживаются на месте, и конус заклинивает их в обсадной трубе. Приложенная к пакеру нагрузка от веса колонны труб (от 7 до 12т) через голов­ ку и опору передается манжетам, которые деформируются и уплотняют пакер. При натяжении колонны труб манжета восста-

навливает свою первоначальную форму, конус освобождает шлипсы, и пакер снимается с места.