Технические характеристики

Показатели	ПГПМ1-146-1	ПГПМ1-1 8-1
	ПГПМ1-146-2	ПГПМ1-168-2
Наружный диаметр обсадной колонны, мм	146	168
Максимальный перепад давлений между разобщенными зонами при номинальном коэффициенте пакеровки (1,27), МПа	15,0/17,5*	15,0/17,5*
Диаметр проходного канала пакера, мм	124	144
Избыточное давление внутри уплотнительного элемента при пакеровке скважины, МПа	фев.15	фев.15
Максимальный коэффициент пакеровки	1,45	1,45
Максимальная рабочая температура, °С	100/150*	100/150*
Максимальное избыточное давление на корпус пакера, МПа:
- внутреннее	35	35
- наружное	30	30
Максимальная растягивающая нагрузка на корпус пакера, тс	85	95

	ПАКЕР ПДМ1 Пакер типа ПДМ1 обеспечивает проведение двухступенчатого цементирования скважин с созданием герметичной перемычки над поглощающим пластом. Пакер предназначен для двухступенчатого или манжетного цементирования скважины с герметичной изоляцией поглощающих горизонтов или продуктивных пластов от вышерасположенного заколонного пространства скважины. Рабочая среда, в которой работает пакер в скважине - минерализованная пластовая вода, нефть и газ, тампонажный или буровой раствор с плотностью до 2,4 г/см3, обработанные химическими реагентами. Пакер спускается в скважину в составе обсадной колонны для одноразового использования и работает без обслуживания и ремонта. Пакеры двухступенчатого и манжетного цементирования ПДМ применяются в наклонном и горизонтальном стволе скважины, для ее манжетного цементирования при комплектации соответствующими для этих целей пробками. При заказе оговаривается "Для горизонтальных скважин". Основные элементы пакера: 1 - верхний переводник; 2 - защитная втулка; 3 - корпус клапана; 4 - верхнее седло; 5 - верхняя втулка; 6 - циркуляционные отверстия; 7 - срезные винты; 8 - нижняя втулка; 9 - нижнее седло; 10 - упорное кольцо; 11 - впускной канал; 12 - кожух; 13 - кольцевой поршень; 14 - фиксатор; 15 - секционный уплотнительный элемент; 16 - верхний и нижний упоры; 17 - корпус уплотнительного элемента; 18 - нижний переводник; 19 - верхняя (запорная) пробка; 20 - падающая пробка; 21 - нижняя продавочная пробка; 22 - патрубок с упорным кольцом.

Технические характеристики Параметры Шифр изделия ПДМ-146 ПДМ-146-1 ПДМ-146-2 ПДМ-168-2 ПДМ-168-1 ПДМ-168-3 Условный диаметр обсадной колонны, оборудуемой пакером, мм 146 146 168 168 168 Максимальный наружный диаметр пакера, мм 177+1,25 177+1,25 200+1,45 198+1,45 200+1,45 Длина пакера в рабочем положении, мм 3250 3320 3250 3250 3320 Длина пакера в транспортном положении, мм 3360 3430 3360 3360 3430 Масса пакера в рабочем состоянии, кг 190 210 220 230 250 Масса пакера в транспортном состоянии, кг 230 250 270 280 300 Присоединительная резьба по ГОСТ 632-80 ОТТМ-146 ОТТМ-146 ОТТМ-168 ОТТМ-168 ОТТМ-168 ПАКЕР ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ ПВ-ЯГ-Н-122-30 Предназначен: для защиты эксплуатационных колонн от воздействия закачиваемой жидкости; от повышения давления при технологических операциях по воздействию на призабойную зону пласта в процессе эксплуатации нагнетательных, поглощающих и сбросовых скважин. Обеспечивает работу в обсадных колоннах с условным диаметром 146 мм. Пакер возможно устанавливать в любом интервале эксплуатационной колонны. Установка и снятие пакера осуществляется без вращения колонны насосно-компрессорных труб. Технические характеристики Технические условия ПВ-ЯГ-Н-122-30 ТУ Давление рабочее максимальное, кПа 30 Температура рабочей среды, не более, °С 100 Диаметр проходного сечения ствола пакера, не менее, мм 50 Диаметр наружных поверхностей металлических деталей, не более, мм 122 Длина, мм 1500 ПАКЕР ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ ПГМ-195 Предназначен: для установки в необсаженных нефтяных и газовых скважинах при исследовании и изоляции зон поглощения. Состоит из 3-х основных узлов: якорного, уплотнительного; штуцерного. Расшифровка обозначения: П - пакер многократного использования; ГМ - способ посадки пакера - гидромеханический; 195 - наружный диаметр пакера, мм; 16 - максимальный перепад давления, воспринимаемый пакером, МПа. Технические характеристики Технические условия ТУ 3661-064-07538145-97 Перепад давления, воспринимаемый пакером, максимальный, кгс/см² (МПа): 160 (16) Перепад давления при запакеровке, МПа 2...3 Осевая нагрузка на резиновый уплотнительный элемент при запакеровке, не менее, кН 120 Среда рабочая вода, глинистый и цементный растворы Температура рабочей среды, не более, °С 120 Диаметр проходного сечения ствола пакера, не менее, мм 80 Диаметр плашек в транспортном положении, не более, мм 193 Выход плашек в рабочее положение, не менее, мм 230 Резьба присоединительная: 3-147 ГОСТ 5286-75 Габаритные размеры, мм: - наружный диаметр 195 - длина 2260 Масса, кг 172 Масса полного комплекта, не более, кг 198 ПАКЕР РАЗБУРИВАЕМЫЙ СМЕННЫЙ ПРС-195 Применяется в качестве уплотнителя для разобщения затрубного пространства от зон поглощения при изоляции этих зон в скважинах диаметром 216 мм. Используется совместно с гидравлической головкой от комплекта пакера ПРМ-195 вместо сменного пакера ПРМ-195.040-01. Для обеспечения возможности применения пакера с открытым каналом, пакер комплектуется седлом ПРС-195.009 и пробкой ПРС-195.100 для глушения канала ствола пакера после тампонирования скважины. Расшифровка обозначения: П - пакер; Р - разбуриваемый; С - сменный; 195 - наружный диаметр пакера, мм. Технические характеристики Среда рабочая вода, глинистый и цементный растворы Диаметр проходного сечения ствола пакера, не менее, мм 95 Диаметр проходного сечения седла, мм 70 Наружный диаметр манжеты, мм 195 Резьба присоединительная: для свинчивания с гидроголовкой трапециадальная левая Tr 100х5LH по ГОСТ9484-81 Давление внутри ствола при запакеровке пакера с заглушенным каналом ствола: - максимальное, кгс/см² 90 - минимальное, кгс/см² 75 Диаметр скважины, мм: - максимальный 224 - номинальный 216 Климатическое исполнение УХЛ2 Габаритные размеры, мм: - наружный диаметр 200 - длина 692 Масса, кг 31 ИЗВЛЕКАЕМЫЙ ПАКЕР ПГЕ-1 Извлекаемый пакер ПГЕ-1 является полнопроходным, высокоэффективным, компрессионно устанавливаемым пакером: он используется для тампонажных работ, кислотной обработки, гидравлического разрыва пласта или испытания скважин. Пакер оснащен башмаками якоря плунжерного типа, трехэлементной системой пакеровки и внутренним перепускным клапаном большого диаметра для надежной и безаварийной эксплуатации. Пакер ПГЕ-1 может быть спущен самостоятельно или с извлекаемой мостовой пробкой. Во время проведения ремонтных работ в условиях высокого давления, пакер удерживается в месте посадки при помощи интегральной гидравлической системы зацепляющихся шлицов. Необходимое для работы системы давление отбирается не прямо из насосно-компрессорных труб, а из-под уплотняющих элементов, что предотвращает засорение ее шламом и цементом. Пакер ПГЕ-1 имеет интегральную перепускную систему, позволяющую компенсировать разность давления в пакере в момент его извлечения и обеспечивающую защиту гидравлических шлицов во время работы, а также более легкую циркуляцию, имеет автоматический замок для посадки и реализации его в транспортное положение в скважинах. Пакер может эксплуатироваться как в режиме “по часовой стрелке”, так и “против”. Технические характеристики Обозначение Наружный диаметр колонны, мм Внутренний диаметр колонны, мм Наружный диаметр пакера, мм Наружный диаметр калибрующих колец, мм Присоединительные резьбы по ГОСТ 633-80 ПГЕ-1-104 114,3 103,9 95,3 96,5 В60 ПГЕ-1-116 127 115,8 101,6 108 В60 ПГЕ-1-128 139,7 128,1 114,3 120,1 В60 ПГЕ-1-132 146,1 132 114,3 120,5 В60 ПГЕ-1-154 168,3 153,6 141,2 143,7 В73 ПГЕ-1-166 177,8 166,1 146,1 158,2 В73 ПГЕ-1-178 193,7 178,4 158,8 168,3 В73 ПГЕ-1-228 244,5 228,6 206,2 215,9 В89 ПГЕ-1-322 339,7 322,9 295,2 307,8 В114 ПАКЕР ПРОБКА ППМ2 Пакер-пробка ППМ2 предназначена для изоляции межколонного пространства в эксплуатационных колоннах диаметром 140 и 146 мм с целью освоения нижележащего газоносного, нефтегазоносного или нефтеносного пласта с последующей изоляцией его от вышележащих продуктивных пластов. При необходимости пакер-пробка может быть использована в качестве мостовой пробки при ремонте скважины, когда перепад давления на пакер-пробку снизу не превышает 30 МПа. Технические характеристики Параметры Шифр изделия ППМ2-140 ППМ2-146 Условный диаметр обсадной колонны, мм 140 146 Минимальный внутренний диаметр обсадной колонны, мм 118 124 Максимальный внутренний диаметр обсадной колонны, мм 127 132 Глубина установки,м 0-5000 0-5000 Максимальный перепад давления между разобщаемыми зонами, в обсадной колонне, МПа 30 30 Наибольший наружный диаметр пробки, мм 112 118 Наименьший внутренний диаметр пробки, мм 20 20 Масса пакер-пробки, кг 23,2 24,8 ИЗВЛЕКАЕМЫЙ ДВУХСЕКЦИОННЫЙ ПАКЕР ДЛЯ СЕЛЕКТИВНЫХ РАБОТ СПМ Селективный интегральный пакер используется для изоляции определенной длины перфорации в стимуляционных работах и тестировании скважин. Сборка спускается в скважину с отключенным байпасовым элементом выше или ниже перфорации. Вращение труб НКТ в левую сторону приводит к закрытию байпаса и зацеплением с колонной нижними шлипсами. Требуемый вес трубы, нагружаемый на пакер пакерует пространство резиновыми элементами. Сборка может быть опрессована в неперфорируемой колонне. Пакер приводится в транспортное положение поднятием трубы и вращением вправо, для закрытия циркуляционного клапана и установки нижних шлицов в транспортное состояние. Если необходимо байпасовый элемент может быть открыт для циркуляции жидкости через пакер. Переустановка пакера в вышележащие интервалы может производиться поднятием инструмента и приложение нагрузки на него для работы снова. А для установки пакера в нижележащий интервал необходимо снять пакер и установить в транспортное положение для движения вниз. Технические характеристики Обозначение Наружный диаметр колонны, мм Внутренний диаметр колонны, мм Наружный диаметр пакера, мм Наружный диаметр калибрующих колец, мм Присоединительные резьбы по ГОСТ 633-80 СПМ-104 114,3 103,9 95,3 96,5 В60 СПМ-116 127 115,8 101,6 108 В60 СПМ-128 139,7 128,1 114,3 129,1 В60 СПМ-154 168,3 153,6 141,2 143,7 В73 СПМ-166 177,8 166,1 146,1 158,2 В73 СПМ-228 244,5 228,6 206,2 215,9 В89 СПМ-322 339,7 322,9 295,2 307,8 В114 ЯКОРЬ 2ЯГ Якорь 2ЯГ предназначен для удержания пакера на месте установки при проведении в скважинах ремонтных работ и операций по воздействию на пласт во всех макроклиматических районах по ГОСТ 16350-80. Технические характеристики 2ЯГ-118-50 2ЯГ-136-50 Наружный диаметр, мм 118 136 Перепад давления, мПа 50 50 Условный диаметр обсадных труб, мм 146 168 Максимальный внутренний диаметр обсадных колонн, мм 127,7 144,1 Максимальное осевое усилие, воспринимаемое якорем при 50 мПа, кНт 750 750 Диаметр проходного отверстия, мм 50 62 Температура рабочей среды, 0С 150 150 Длина, мм 510 510 Масса, кг 2,3 25

ИЗОЛЯЦИОННЫЕ РАБОТЫ С ПАКЕРАМИ

Для предупреждения перемешивания тампонажной смеси с буровым раствором в скважине при доведении ее до зоны поглощения и для разобщения нескольких поглощающих пластов необходимо иметь пакер. С помощью пакера можно также задавить смесь в зону поглощения и исследовать приемистость поглощающих пластов при давлениях, воз­можных в процессе дальнейшей проводки скважины или при ее креп­лении.

Существующие конструкции пакеров, применяемые при изоляции по­глощающих пластов, подразделяют на две группы: многократного исполь­зования (извлекаемые) и разбуриваемые.

192

Пакеры извлекаемые

Пакеры с якорным устройством. К пакерам с упором о стенки скважины относятся пакеры, резиновый элемент которых деформируется от воздействия на него веса колонны бурильных труб, а якорное устройст­во устанавливается в рабочее положение при помощи груза, вращением инструмента или за счет перепада давления, создаваемого в бурильных трубах нагнетанием бурового раствора. Пакеры этого типа (рис. 7.4, I–VII) имеют простую конструкцию, однако не всегда надежны в работе, а иногда требуют дополнительных приспособлений для извлечения груза.

С учетом недостатков в ТатНИПИнефти разработан гидравлико-меха-нический пакер А19М.

Гидравлико-механический пакер А19М2 ТатНИПИнефти состоит из переводника 1 (рис. 7.5, а), ствола 2, резиновых элементов 3 с ограничи­тельным элементом 4, якорного устройства и подвески с секторами. Якор­ное устройство включает в себя плунжер 10 с конусом 5, обойму 8 с плаш­ками 6, пружину 9, втулку 11, цилиндр 12, манжету 14, кольцо 15 и винт 13. В нижней части ствола пакера расположены подвеска 17 и секторы 19 на пальцах 18.

Пакер соединяется с бурильными трубами и спускается в скважину до необходимой глубины. Нагнетанием жидкости в бурильных трубах создают давление 3-4 МПа. Под действием давления кольцо 15 с обоймой 8 и плаш­ками 6 движется вверх. Конус 5 отжимает плашки к стенкам скважины, и при плавной посадке (подачей вниз плавно нагружают пакер до 8,5 т) бу­рильных труб плашки заклинивают якорный механизм, собранный на плунжере 10, а резиновый элемент деформируется, разобщая зону погло­щения от затрубного пространства. При этом ствол 2 пакера перемещается вниз, выдвигая секторы 19 штуцера из кожуха 16, которые, поворачиваясь на пальцах 18, полностью раскрывают внутренний канал пакера. В этот момент давление резко падает, что служит сигналом об окончании уста­новки пакера. Затем приступают к исследованию и изоляции поглощающе­го пласта.

Извлечение пакера после проведения исследований или заливки про­изводится медленным подъемом бурильных труб. При этом переводник и ствол идут вверх, плашки освобождаются от заклинивания и под действием пружины и собственного веса занимают транспортное положение.

Для применения пакера при изоляции пластов быстросхватывающи-мися смесями с раздельной транспортировкой их составляющих компонен­тов по бурильным трубам в полиэтиленовых сосудах он снабжен устройст­вом, разрушающим сосуды и перемешивающим тампонажную смесь. Уст­ройство (рис. 7.5, б) состоит из переводника 20 с винтовыми канавками, наклонно установленных ножей 22, втулки 21, планки 23 и разъемного кольца-фиксатора 24.

Основным преимуществом пакера является свободная подвеска якор­ного устройства на стволе пакера, что дает возможность одновременно с разобщением затрубного пространства от подпакерной зоны разобщать рабочую камеру от ствола пакера и открывать радиальные каналы большо­го сечения. Благодаря этому исключается вредное влияние штуцера при исследовании скважин и появляется возможность закачки в скважину бо­лее вязких тампонажных смесей с наполнителями.

Наиболее широкое применение нашли пакеры, разработанные в

193

Рис. 7.4. Пакеры безупорные:

1. - пакер безупорный с редукторным клапаном: 1, 6 - поршень, 2 - шар, 3 - втулка, 4 - резиновый элемент, 5 - ствол, 7 - цилиндр, 8 -обратный клапан; II - пакер КуйбышевНИИНП: 1 - шар, 2 - резиновый элемент, 3 - заглушка, 4 - седло; III - пакер треста б. «Татнефтегаз-разведка»: 1 - ствол, 2 - заглушка, 3 - резиновый элемент, 4 - обратный клапан; IV - пакер с камерой ограничения: 1 - резиновый рукав,

2. - резиновый элемент, 3 - ствол, 4 - обратный клапан; V - пакер ВНИИБТ: 1 - кольцо, 2 - ствол, 3 - резиновый элемент, 4 - центратор, 5 - штуцер, 6 - диафрагма; VI - устройство ВНИИБТ: 1 - шар, 2 - седло, 3 - центратор, 4 - резиновый элемент, 5 - обратный клапан; VII -пакер В.И. Мищевича и Е.К. Зеберга: 1 - резиновый элемент, 2 - отверстие, 3 - конус, 4 - клапан, 5 - шток клапана, 6 - шток упорный; VIII - пакер - мост Л.А. Синоплиса: 1 - шар, 2 - втулка, 3 - седло, 4 - резиновый элемент, 5 - клапан, 6, 7 - штифты; IX - пакер ГМП-2 УфНИИ: 1 - переводник, 2 - втулка, 3 - труба, 4 - резиновый элемент, 5 - обратный клапан, 6 - седло, 7 - шар; X - надувной пакер б. ТатНИИ: 1 - переводник, 2 – неподвижная головка, 3 - ствол, 4 - уплотнительные кольца, 5 - цилиндр, 6 - резиновый элемент, 7 - под­вижной элемент, 8 - башмак, 9 - штуцер; А - отверстия для передачи давления на резиновый элемент; В - отверстия для нагнетания тампо-нажной смеси в зону поглощения

Рис. 7.5. Гидравлико-механический пакер А19М2 ТатНИПИнефти:

а - пакер; б - устройство; 1 - переводник; 2 - ствол; 3 - резиновый элемент; 4 - огра­ничительное кольцо; 5 - конус; 6 - плашки; 7 - болт; 8 - обойма; 9 - пружина; 10 -плунжер; 11 - втулка; 12 - цилиндр; 13 -винт; 14 - манжета; 15 - кольцо; 16 - ко­жух; 17 - подвеска; 18 - палец; 19 - сектор; 20 - переводник; 21 - втулка; 22 - нож; 23 - планка; 24 - разъемное кольцо-фик­сатор

Рис. 7.6. Гидравлический безупорный пакер Д-74

ТатНИПИнефти и УфНИПИнефти. В пакере УфНИПИнефти якорное уст­ройство жестко закреплено на стволе пакера, поэтому после разобщения зоны поглощения и затрубного пространства исследование скважины и изоляционные работы проводятся через штуцер диаметром 35-40 мм. Пре­имущество пакера УфНИПИнефти - наличие антизатекателей, предотвра­щающих затекание резины, благодаря чему увеличивается срок службы резиновых элементов пакера.

Гидравлические пакеры. К гидравлическим относятся пакеры, резино­вый элемент которых деформируется за счет перепада давления, создавае­мого в бурильных трубах нагнетанием бурового раствора. У гидравлическо­го пакера отсутствует упорный механизм, но он снабжен обратным клапа­ном, который пропускает жидкость под резиновый элемент. Для освобож­дения пакера с целью его подъема необходимо открыть обратный клапан.

Гидравлический безупорный пакер Д-74. Основными недостатками па-керов многократного действия являются малый диаметр внутреннего кана­ла и наличие штуцеров для создания перепада давления при раскрытии па-кера. Кроме этого в надувных гидравлических пакерах быстро выходит из строя резиновый элемент. Отличительная особенность пакера Д-74 - нали­чие рабочей камеры, отделенной от резинового элемента и штуцера. По­следний состоит из поворотных секторов, прикрепленных шарнирно к ак­сиально-подвижной втулке так, что при движении втулки вниз секторы по­ворачиваются, освобождая центральный канал.

Пакер (рис. 7.6) состоит из ствола 7, аксиально подвижного патрубка

I, подвижной головки 4 с ограничителем 3, резинового элемента 6, антиза- текателей 5, поршня 8 с резиновой манжетой 10, цилиндра 12, упорной втулки 13, башмака 16 и штуцера 15. Поршень 8 в транспортном положе­ нии удерживается пружиной 9, а пружина 2 устанавливает в исходное по­ ложение весь пакер, собранный на стволе 7 с уплотнительными кольцами

II. Пружинные ножи 14 необходимы для вскрытия полиэтиленовых сосу­ дов с компонентами БСС.

Пакер на бурильных трубах спускают в скважину до необходимой глубины. Нагнетанием жидкости в бурильных трубах плавно создают дав­ление 5-6 МПа. Под действием давления поршень 8 сжимает пружину 9 и движется вверх, деформируя резиновые элементы. Затем осуществляют плавную посадку бурильных труб на величину, равную рабочему ходу па-кера.

Разбуриваемые пакеры

В осложненных условиях проводки глубоких скважин целесо­образно применять разбуриваемые пакеры, обеспечивающие наибольшую безопасность проведения изоляционных работ, так как сразу же после продавки тампонажной смеси бурильные трубы отсоединяют от пакера и извлекают на поверхность. В этом случае предотвращается разбавление тампонажной смеси не только в процессе закачки, но и в период ее твер­дения, так как исключается влияние вышележащих водоносных горизонтов и эффекта поршневания при подъеме бурильного инструмента. Конструк­ция разбуриваемых пакеров, принцип их работы, а также преимущества и недостатки описаны в ряде работ.

Разбуриваемый пакер РП-4. С целью повысить качество герметизации скважин на больших глубинах, разработана конструкция разбуриваемого

196

пакера, обеспечивающая при создании давления в бурильных трубах вна­чале перемещение уплотнительного элемента вниз по стволу скважины, а затем его сжатие (Н.И. Сухенко, В.И. Крылов).

Пакер (рис. 7.7) состоит из ствола 5, соединенного левой резьбой с пе­реводником 1, резинового элемента 6 с двумя неподвижными головками 4 и 12, втулки 10, перекрывающей отверстия 7 в стволе пакера и седла 16. Втулка и седло образуют демпфирующую камеру и удерживаются в стволе пакера штифтами 11 и 15. Отверстия 7 снаружи перекрыты обратным кла­паном 8. Детали пакера, кроме переводника, изготовляют из разбуриваемо­го материала.

После спуска пакера до необходимой глубины скважину промывают, и в бурильные трубы сбрасывают шар 13, а затем шар 9. Они перекрывают

Рис. 7.7. Разбуриваемый пакер РП-4: 1 - переводник; 2 - пробка; 3 - уплотнитель-ное кольцо; 4, 12 - головки; 5 - ствол; 6 - ре­зиновый элемент; 7 - отверстие; 8 - обратный клапан; 9, 13 - шары; 10 - втулка; 11, 15 -штифты; 14 - перепускной канал; 16 - седло

Рис. 7.8. Устройство для цементирования поглощающих пластов

197

отверстия соответственно в седле 16 и втулке 10. Нагнетанием жидкости в трубах создают давление, под действием которого происходит удлинение бурильной колонны, однако уплотнительный элемент в это время не де­формируется, так как отверстие 7 перекрыто втулкой. При определенном давлении штифты 11 срезаются, и втулка 10 благодаря демпфирующей ка­мере плавно перемещается вниз до упора в седло. При этом исключается падение давления над втулкой и сохраняется удлинение бурильных труб. До­стигается это за счет наличия в седле перепускных каналов 14 и посте­пенного выхода из них жидкости, заключенной между втулкой и седлом.

Как только втулка переместится ниже отверстия 7, перепад давления передается через обратный клапан под уплотнительный элемент, который разобщает затрубное пространство. При достижении необходимого пере­пада давления осуществляют посадку бурильных труб и доводят нагрузку на пакер до 3-5 тс, после чего штифты 15, имеющие сопротивление среза на 15-20 % выше, чем у штифтов 11, срезаются, и седло, втулка и шары па­дают на забой скважины. Через открытый канал ствола пакера произво­дится необходимый комплекс работ: исследование зоны поглощения, за­качка тампонажной смеси и т.д.

Переток жидкости в процессе твердения смеси исключен, так как ка­нал ствола пакера перекрывается продавочной пробкой 2, спускаемой в бурильные трубы перед продавочной жидкостью. При посадке пробки дав­ление в трубах повышается, ее конические резиновые кольца входят в со­ответствующие протоки внутри ствола пакера, благодаря чему предотвра­щается движение пробки вверх от действия давления снизу. После посадки пробки бурильные трубы с переводником вращением вправо отсоединяют от пакера, который после затвердения тампонажной смеси разбуривается вместе с цементным мостом.

Применение пакеров при изоляции поглощающих пластов большой мощности или имеющих несколько интервалов поглощения не всегда обес­печивает высокое качество изоляционных работ, что приводит к неодно­кратным закачкам тампонажной смеси.

Для повышения эффективности изоляционных работ с использовани­ем пакеров разработан способ, заключающийся в том, что тампонажную смесь закачивают непосредственно к подошве зоны поглощения через хво­стовик, установленный против поглощающего пласта на всю его мощность и соединенный с пакером с помощью срезаемых шпилек.

Однако способ закачки смеси через хвостовик не позволяет оценить результат заливки без разбуривания цементного моста и, следовательно, решить вопрос о проведении повторной закачки смеси, если первой залив­кой зона поглощения не изолирована.

Ниже описывается устройство, которое позволяет многократно цемен­тировать зону поглощения и разбуривать цементный мост без подъема па-кера (ТатНИПИнефть).

Общий вид устройства изображен на рис. 7.8. Оно состоит из гидрав­лического пакера и полого цилиндра 5, к нижнему концу которого с помо­щью муфты 12 присоединяется долото 13. Пакер включает в себя резино­вый элемент с металлическими головками 3 и 7 и корпус 4 с клапанами 6 и 9. Обратный клапан 6 служит для подачи жидкости под резиновый элемент при разобщении скважины, а клапан 9 - для выхода жидкости из-под ре­зинового элемента перед подъемом пакера из скважины. В исходном по­ложении пакер фиксируется на цилиндре с помощью срезаемого штифта 8,

198

при этом отверстия А в цилиндре и корпусе пакера сообщаются между собой. Цилиндр сверху соединен с трубой 2, а снизу он имеет штуцер 11 для создания необходимого давления при установке пакера в скважине. Устройство соединяется с бурильными трубами посредством перевод­ника 1.

Бурильные трубы с устройством спускают в скважину на такую глу­бину, чтобы пакер был расположен над кровлей зоны поглощения. При этом необходимо иметь в виду, что верхний конец бурильных труб должен быть соединен с ведущей трубой, причем ее нижняя часть должна входить в ротор для осуществления последующего вращения бурильной колонны при разбуривании цементного моста.

Резиновый элемент в скважине уплотняется давлением бурового рас­твора, закачиваемого в бурильные трубы. После установки пакера произ­водят посадку бурильной колонны, при этом штифт 8 срезают, и цилиндр вместе с трубами и долотом перемещается вниз. Колонну опускают вниз до посадки переводника 1 на корпус 4, благодаря чему достигается герметиза­ция кольцевого зазора между трубами 2 и корпусом пакера 4. При таком положении устройства цилиндр пакера с долотом должны быть расположе­ны в подошве зоны поглощения или ниже нее, что достигается подбором длины трубы 2.

По окончании подготовительных работ скважина промывается, и в бу­рильные трубы через ведущую трубу закачивается тампонажная смесь ко­торая, выходя из отверстий долота, заполняет ствол скважины и погло­щающие каналы снизу вверх. После продавки смеси бурильная колонна приподнимается настолько, чтобы цилиндр пакера не дошел до корпуса на 20-30 см, и затем скважина промывается для удаления цементного раство­ра из подпакерной зоны во избежание прихвата инструмента во время ожидания затвердения цемента (ОЗЦ). После промывки колонна припод­нимается в исходное положение, при котором проходной канал кор­пуса полностью перекрывается цилиндром пакера. Возвращение инстру­мента в исходное положение фиксируется упором штифта 10 в корпусе пакера 4.

Цементный мост разбуривается вращением колонны бурильных труб ротором, а циркуляция бурового раствора осуществляется по кольцевому зазору между корпусом 4 и трубой 2. После разбуривания цементного мос­та скважину опрессовывают и, если изоляция зоны поглощения не достиг­нута, ее вновь цементируют по описанной технологии.

По окончании изоляционных работ инструмент извлекают из скважи­ны. При натяжке бурильных труб штифты 10 срезаются, и муфта 12 верх­ним торцом упирается в шток клапана 9, сжимая его пружину. Жидкость выходит из-под резинового элемента по каналу В, пакер принимает транс­портное положение и поднимается на поверхность.

Таким образом, перемещающийся цилиндр пакера вместе с трубой обеспечивает поступление смеси в зону поглощения снизу вверх, что повышает качество изоляции зоны поглощения, а долото позволяет раз­бурить цементный мост без подъема пакера из скважины и дополнитель­ного спуска инструмента специально для разбуривания цементного моста.