Эксплуатационные пакеры

Пакеры применяются 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-профилактических работ. Пакеры используются в процессе проведения технологических операций по гидроразрыву, кислотной и термической обработке пласта, изоляционных работ, гидропескоструйной перфорации, установки проволочных фильтров и клапа-нов-отсекателей, очистки забоев скважин, газлифтной эксплуатации и др. Они спускаются в скважину на колонне подъемных труб.

Пакеры выпускаются следующих типов:

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

- ПН - пакер, воспринимающий усилие от перепада давления, направленного вниз;

- ПД - пакер, воспринимающий усилие от перепада давления, направленного как вниз, так и вверх.

Условное обозначение пакеров включает: буквенную часть, состоящую из обозначения типа пакера (ПВ, ПН, ПД), способов 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 (мм), второе число - рабочее давление (максимальный перепад давлений, воспринимаемый пакером); последние буква и цифра в обозначении -сероводородостойкое исполнение.

Пакер типа ПН-ЯМ, предназначенный для разобщения пространств эксплуатационной колонны нефтяных и газовых скважин и защиты ее от воздействия пласта, состоит из уплотнительного устройства, шишечного механизма и фиксатора типа байонетного замка (рис. 6.35.).

На ствол пакера свободно насажены конус и уплотнитель-ные манжеты. Плалпш входят в пазы плаппсодержателя и в паке-рах с наружными диаметрами 118 и 136 мм (рис. 6.35. 6) прижимаются к конусу за счет усилия пружин плаппсодержателя. В остальных пакерах (рис. 6.35. а) плашкодержателъ 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 подъема труб на величину, необходимую 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.

В пакере (рис. 6.35. б) при движении ствола конус раздвигает плашки и последние заякориваются на стенке эксплуатационной колонны. Ствол совместно столовкой, упором, манжетами, конусом, плашками и плашкодержателем, опускаясь, доходит до упора в цилиндр (рис. 6.35. а). При этом захваты заходят в паз, освобождая ствол, а конус раздвигает плашки в радиальном направлении и заякоривает их. Сжатие манжет и герметизация пакером разобщаемых пространств происходит при дальнейшем опускании ствола пакера за счет массы колонны подъемных труб. Пакер извлекается из скважины в результате подъема труб. При этом освобождаются манжеты, а ствол своим буртом вытягивает конус из-под плашек, которые освобождаются и одновременно приводят корпус плашек с захватами в исходное положение. При подъеме труб и повороте их влево на 1,5...2 оборота палец на стволе автоматически входит в фигурный паз замка, благодаря чему пакер может §ыть посажен повторно без извлечения из скважины.

Рис. 6.35. Пакеры ПН-ЯМ: а - пакеры с наружными диаметрами 150, 160,185, 210, 236, 265 мм; 6 — пакеры с диаметрами 118 и 136 мм; 1 - головка; 2-упор; 3 - манжеты; 4 - конус; 5 - плашка; 6 — плашкодержателъ; 7 —цилиндр; 8 - захват; 9 — корпус фонаря; 10- башмак; 11 - замок; 12- гайка; 13- палец; 14- ствол

Пакер ПН-ЯГМ (рис. 6 36.) предназначен для разобщения пространств эксплуатационных колонн нефтяных и газовых глубоких вертикальных и наклонных скважин, состоит из уплотняющего, заякори-вающего, 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 плашкодержателъ, срезает винты, плашки надвигаются на конус и, упираясь в стенку эксплуатационной колонны, создают упор для сжатия у плотните льных манжет. Под действием массы труб плашки внедряются в стенку эксплуатационной колонны, обеспечивая заякоривание и герметичность разобщения. Проходное отверстие пакера открывается при увеличении давления до 21 МПа. При этом срезаются винты 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 освобождает плашки.

Пакер механический ПВМ применяется для уплотнения колонны насосно-компрессорных и бурильных труб в обсадной колонне скважины при проведении технологических операций по воздействию на призабойную зону. Пакер (рис. 6.37.) состоит из ствола 3, шлипсодержателя 9, в радиальных пазах которого установлены шлипсы 8 с пружинами 11.

Рис. 6.36. Пакер ПН-ЯГМ: 1 — муфта; 2—упор; 3 — манжета;

4 — ствол; 5 — обойма; б - конус; 7 — шпонка: S — плашка; 9 - плашкодержателъ; 10- винт; 11 — кожух; 12 — поршень; 13 — корпус клапана; 14 — шарик; 15- седло; 16- срезной винт

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 котором надеты конус 7, уплотнительная 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.

В скважину, предварительно проверенную и очищенную скребком, спускается на колонне труб пакер, при этом фиксатор удерживает шлипсодержатель в крайнем нижнем положении относительно ствола. При повороте колонны труб по часовой стрелке на 2...3 оборота фиксатор выходит в длинную прорезь паза на стволе, освобождая шлипсодержатель. При опускании колонны труб шлипсы под действием пружин прижимаются к стенке скважины и удерживаются на месте, конус заклинивает их в обсадной трубе. Приложенная к пакеру нагрузка от веса колонны труб (7-12 т) 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.

Рис. 6:37. Пакер механический ПВМ: 1 - головка; 2 - опора; 3 - ствол; 4 — защитная манжета; 5 - шайба; б—уплотнительная манжета; 7 — конус; 8 — шлипс; 9 — шлипсодержатель; 10 - ограничитель; 11 - пружина; 12 — крышка; 13 - фиксатор; 14- болт; 15 — предохранительное кольцо

Не нашли, что искали? Воспользуйтесь поиском: