Пакер гидромеханический ПВ-ЯГМ

Глава 8

эксплуатационные пакеры и якори

Пакеры применяют для разобщения пластов и изоляции экс­плуатационной колонны труб от воздействия среды в процессе эксплуатации нефтяных, газовых, газоконденсатных и нагнета­тельных скважин, а также для проведения в них ремонтно-про- фнлактических 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-отсе-кателей, очистки забоев скважин, газлифтной эксплуатации и др. Их спускают в скважину на колонне подъемных труб. Про­ходное отверстие пакера должно позволять беспрепятственно спускать инструмент и оборудование для проведения необходи­мых операций освоения и эксплуатации скважин.

Пакер должен выдерживать максимальный перепад давле­ния, действующего на него в экстремальных условиях (рабочее давление).

Различают пакера следующих типов:

ПВ — пакер, воспринимающий усилие от перепада давления, направленного вверх;

ПН — то же, направленного вниз;

ПД — то же, направленного как вниз, так и вверх.

Герметичное разобщение пространства эксплуатационной ко­лонны обеспечивается подбором диаметра пакера в соответ­ствии с внутренним диаметром эксплуатационной колонны труб, создающим оптимальный зазор между пакером и стен­кой эксплуатационной колонны труб в соответствии с ОСТ 26-16-1615—81.

Для восприятия усилия от перепада давления, действующего на пакер в одном или двух направлениях, пакер должен иметь соответствующее заякоривающее устройство (якорь), наличие которого в шифре пакера обозначается буквой «Я». Якори в ос­новном применяют с пакерамн типов ПВ и ПН.

По способу посадки пакеры подразделяют на гидравличе­ские Г, механические М и гидромеханические ГМ.

В зависимости от среды, в которой применяют пакеры, пре­дусматриваются следующие коррозионностойкие исполнения: Ki _ углекислотостойкое; К2 и КЗ — сероводородостойкое (со­держание H₂S и СО₂ соответственно 6 и 25 %); Т —термо­стойкое.

Пакеры, способные воспринимать усилие от перепада давле­ния, направленное как вниз, так и вверх, могут оставаться

в скважине и выполнять свои функции и без колонны подъем­ных труб, которую извлекают после посадки пакера. В этом случае для отсоединения колонны труб от пакера и повторного соединения ее с ним используют разъединители колонн типов РК, 1РК и ЗРК, которые устанавливают над пакером. В остав­ляемую с пакером часть разъединителя перед разъединением при помощи канатной техники устанавливают пробку, перекры­вающую пласт, а извлекаемую часть разъединителя поднимают вместе с колонной подъемных труб. Для разъединения и соеди­нения разъединителей колонн, а также спуска и извлечения пробок и приемных клапанов вместе с набором инструментов канатной техники используют толкатели типов Т и IT, спускной инструмент ИС, посадочный инструмент 1ИС, инструмент подъ­ема замка ИПЗ и цанговый инструмент ИЦ.

Для подготовки стенок эксплуатационной колонны труб под посадку пакера и якоря с целью обеспечения их надежной ра­боты применяют скважинные инструменты (скребки СК и ко­лонный инструмент 2НК).

ПАКЕРЫ ТИПОВ ПН И ПД

Условное обозначение пакеров включает: буквенную часть, со­стоящую 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 проходов, цифра перед буквами — номер мо­дели; первое число после букв — наружный диаметр пакера (в мм), второе число — рабочее давление (максимальный пере­пад давлений, воспринимаемый пакером); последние буква и цифра в обозначении — сероводородостойкое исполнение. На­пример, ПН-ЯМ-150-500; ПН-ЯГМ-118-210; 1ПД-ЯГ-136-500; ПД-Г-136-210К2.

Пакер типа ПН-ЯМ предназначен для разобщения прост­ранств эксплуатационной колонны нефтяных и газовых скважин и защиты ее от воздействия пласта. Он состоит из уплотнитель-ного устройства, плашечного механизма и фиксатора типа бай-онетного замка. На ствол пакера свободно насажены конус и уплотнительные манжеты. Плашки входят в пазы плашкодер-жателя и в пакерах с наружным диаметром 118 и 136 мм при­жимаются к конусу за счет усилия пружин плашкодержателя.

В остальных пакерах плашкодержатель фиксируется со стволом и цилиндром захватами.

Корпус фонаря соединен с замком, имеющим фигурный паз, в котором может перемещаться палец, связанный со стволом. Посадка пакера проводится путем приподъема труб на расстоя­ние, необходимое для создания на пакер расчетной осевой

нагрузки, поворота его на 1,5— 2 оборо­та вправо и затем спуска труб вниз.

Благодаря трению башмаков о стен­ку эксплуатационной колонны обеспе­чивается неподвижность корпуса фо­наря и плашек. Палец при повороте скользит по фигурному пазу и опуска­ется вниз совместно со стволом.

Пакер ПН-ЯГМ (рис. 8.1 и табл. 8.1) предназначен для разобщения про­странств эксплуатационных колонн неф­тяных и газовых глубоких вертикальных и наклонных скважин.

Он состоит из уплотняющего, заяко-ривающего, клапанного устройств и гидропривода.

Для посадки пакера в подъемные трубы сбрасывается шарик и создается давление. Жидкость через отверстие а в стволе попадает под поршень. При давлении 10 МПа поршень толкает плашкодержатель, срезает винты, плаш­ки надвигаются на конус и, упираясь в стенку эксплуатационной колонны, создают упор для сжатия уплотнитель-ных манжет. Под действием массы труб плашки внедряются в стенку эксплуата­ционной колонны, обеспечивая заякори-вание и герметичность разобщения. Про­ходное отверстие пакера открывается при увеличении давления до 21 МПа. При этом срезаются винты, и седло с шариком выпадает. При подъеме ко­лонны труб пакер извлекают. При сня­тии осевой нагрузки освобождаются манжеты, и ствол, двигаясь вверх, тя­нет за собой конус, который освобож­дает плашки.

Пакеры 1ПД-ЯГ и 2ПД-ЯГ (рис. 8.2) предназначены для разобщения прост­ранств эксплуатационной колонны труб и защиты ее от воздействия пласта в нефтяных и газовых скважинах.

Пакер состоит из верхнего и нижнего якорных устройств, уплотнения, гидро­цилиндра и фиксатора. Посадка пакера осуществляется путем подачи давления

Рис. 8.2. Пакер типа ПД-ЯГ:

о, б — 1ПД-ЯГ с наружным диаметром 136, 140, 145 мм; а — 2ПД-ЯГ-185-210; / — кор­пус якоря; 2 — круглая плашка; 3 — манжета; 4 — ствол; S — шлипс; 6 — толкатель; 7 - цилиндр; 8 — поршень; 9 — захват; 10, 14, П и 19 — срезные винты; // — золотник; 12 — конус; 13 — плашка; 15 — плашкодержатель; 16 — седло; 18 — втулка фиксатора; отверстия а и б — для подачи жидкости при распакеровке

9 Заказ Ni

в колонну подъемных труб, причем предварительно проход па-кера перекрывается шариком, сбрасываемым на седло (см. рис. 8.2, а, в) или в конус в (см. рис. 8.2, б). Под действием давления в трубах плашки верхнего якоря выдвигаются на­ружу, заякориваясь на стенке эксплуатационной колонны.

§ 2. ПАКЕР МЕХАНИЧЕСКИЙ ПВМ

Пакер механический ПВМ применяют для уплотнения колонны насосно-компрессорных и бурильных труб в обсадной колонне скважины при проведении технологических операций по воздей­ствию на призабойную зону. Пакер (рис. 8.3) состоит из ствола 3, шлипсодержателя 9, в радиальных пазах которого установ­лены шлипсы 8 с пружинами 11. Шлипсы удерживаются огра­ничителем 10 и крышкой 12. К шлипсодержателю крышка при­креплена болтами 14, в нее ввинчен фиксатор 13, входящий в направляющий паз на стволе. На ствол надеты конус 7, уп-лотнительная манжета 6, шайба 5, защитная манжета 4 и на­винчена головка 1 с опорой 2. Защитная манжета пакера ко­роче уплотнительной манжеты и имеет более высокую твер­дость. Нижняя резьба ствола защищена предохранительным кольцом 15.

Техническая характеристика пакеров

ПВМ-140-50 140 50 50

Тип.................................... ПВМ-122-50

Наружный диаметр, мм... 122
Диаметр проходного отвер­
стия, мм................................... 48

Максимальный перепад дав­
ления, МПа........................ 50

Присоединительная резьба, мм:

верхняя левая по

89 73 160 920 37,4 47,4

ГОСТ 631—75............................... 73

нижняя по ГОСТ 633—80 60

Максимальная температура
рабочей среды, °С.... 100

Габаритные размеры, мм:

диаметр.......................... 140

длина........................... 810

Масса, кг:

пакера................................................... 27

полного комплекта... 34

В скважину, предварительно проверенную и очищенную скребком, спускают на колонне труб пакер, при этом фиксатор удерживает шлипсодержатель в крайнем нижнем положении относительно ствола. При повороте колонны труб по часовой стрелке (2—3 оборота) фиксатор выходит в длинную прорезь паза на стволе, освобождая шлипсодержатель. При опускании колонны труб шлипсы под действием пружин прижимаются

9*

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 головку и опору пере­дается манжетам, которые деформируются и уплотняют пакер. При натяжении колонны труб манжета восстанавливает свою первоначальную форму, конус освобождает шлипсы, и пакер снимается с места.

ПАКЕР ГИДРОМЕХАНИЧЕСКИЙ ПВ-ЯГМ

Пакер с гидромеханическим способом посадки предназначен для защиты от высокого давления обсадной колонны, располо­женной выше продуктивных пластов, в нагнетательных и добы­вающих скважинах.

Пакер (рис. 8.4) состоит из штока 5, к верхней части кото­рого с помощью резьбы крепят головку /, а к нижней — корпус 16 клапанного узла. Хвостовики шлипсов 6 взаимодействуют с обоймой 7. Пазы для шлипсоз как в головке 1, так и в обойме 7 выполнены по форме «ласточкин хвост», что предотвращает выпадение шлипсов.

Детали 2, 3, 4, 6, 7 составляют центрирующий и фиксирую­щие узлы. Упор 10, цилиндрическая 11 и самоуплотняющаяся 13 манжеты, ограничительные втулки 12 и 14 образуют уплотни-тельный узел. Шлипсы 6, обойма 7, упор 10, манжеты 11, 13 и втулки 12 и 14 смонтированы на штоке 5 таким образом, чтобы иметь возможность перемещения к головке 5, причем на время спуска они фиксируются от перемещения стопорным 8 и запор­ным 9 кольцами. Самоустанавливающаяся манжета предохра­нена от повреждения во время спуска защитным кожухом 15.

Тарельчатый клапан 18 представляет собой пластину с ра­диусом изгиба, равным внутреннему размеру корпуса 16. Такое исполнение клапана позволило иметь при его открытии сквозной канал без сужения. Седло 19 клапана фиксируется в корпусе 16 штифтами 20 таким образом, что клапан находится в приот­крытом положении. Такое положение клапана позволяет при спуске проникать скважинкой жидкости в насосно-компрессор-ные трубы. Втулка 22 служит фиксатором клапана в нижнем его положении. Корпус клапана в нижней части соединяется с переводником 24.

Перед установкой пакера скважина должна быть прошабло-ннрована, кроме того в интервале установки пакера обсадную колонну необходимо зачистить от ржавчины, цементной корки или других отложений. Проверяют состояние затяжки резьбо­вых соединений, манжет, которые не должны иметь задиров, пузырей, трещин, посторонних включений. Защитный кожух 15 напрессовывают на самоуплотняющуюся манжету 13 с по­мощью инструмента И13М и фиксируют кольцом.

Перед спуском пакер навинчивают на колонну насосно-ком-прессорных труб с помощью резьбы на головке /. После спуска пакера на необходимую глубину проводят опрессовку насосно-компрессорных труб. Для этого в них под давлением подают жидкость, в результате чего закрывается клапан 18. Герметич­ность насосно-компрессорных труб определяется по интенсив­ности падения давления жидкости. Давление опрессовки не дол­жно превышать 10 МПа. В дальнейшем при превышении дав­ления жидкости срезаются штифты 20. Клапан 18 с седлом 19, преодолевая усилие пружины 23, перемещается вниз до сопри­косновения с втулкой 22, при этом клапан открывает отверстие, связывающее канал пакера с внутренней полостью кожуха 15. Под действием давления жидкости кожух снимается с самоуп­лотняющейся манжеты 13, и обе манжеты перемещаются вверх по штоку 5, преодолевая усилие стопорного кольца 8 и переме­щая упор 10, обойму 7 и шлипсы 6. Шлипсы надвигаются по наклонным пазам на головку /, врезаются в колонну и фикси­руют пакер в месте установки.

При прекращении закачки клапан под действием пружины 17 открывается. Втулка 21 под действием пружины 23 переме­щается в исходное положение, при этом клапан оказывается между втулкой 21 и корпусом 16, т. е. надежно фиксируется в открытом положении.

Пакер применяют для длительного разобщения затрубного пространства скважины. Разобщение проводят с помощью двух резиновых уплотнительных манжет, одна из которых — самоуп­лотняющаяся, обеспечивающая установку пакера на необходи­мой глубине. Шлипсовый узел предохраняет пакер от переме­щения при изменениях режимов работы скважины.