Пакеры и якори

П а к е р ы — специальные устройства, предназначенные для разобщения отдельных участков ствола скважины, разобщения пластов и изоляции подъемной колонны труб от воздействия среды в процессе эксплуатации скважин и при ремонтно-изоля-ционных работах в них. Их широко применяют при проведении многих технологических операций: гидроразрыве, кислотных и термических обработках пласта, изоляционных работах и т. д. Для раздельной эксплуатации двух пластов одной скважиной по параллельным рядам подъемных труб используют двухпро-ходные пакеры.

В зависимости от направления действующих усилий разли­чают пакеры следующих типов.

ПВ — перепад давлений направлен вверх; ПН — перепад давлений направлен вниз; ПД — перепад давлений направлен как вниз, так и вверх. Якоря — устройства, предназначенные для закрепления колонны подъемных труб за стенку эксплуатационной колонны с целью предотвращения перемещения скважинного оборудова­ния под воздействием нагрузки.

Якоря применяют преимущественно с пакерами типа ПВ и ПН.

Шифр пакеров означает: буквенная часть — тип пакера (ПВ, ПН, ПД), способ посадки и освобождения (Г — гидравли­ческий, М — механический, ГМ — гидромеханический) и нали­чие якорного устройства (буква Я); цифра перед буквами — номер модели; первое число после букв — наружный диаметр (в мм); второе число — рабочее давление (максимальный пере­пад давлений, воспринимаемый пакером); последние буква и цифра — сероводородостойкое исполнение (К2). Например, ПН-ЯМ-150-500, ПН-ЯГМ-118-210, ШД-ЯГ-136-500; ПД-Г-136-210К2.

Пакер типа ПН-ЯМ, предназначенный для разобще­ния участков эксплуатационной колонны нефтяных и газовых скважин и защиты ее от воздействия пласта, состоит из уплот-нительного устройства, плашечного механизма и фиксатора типа байонетного замка.

На стволе свободном насажены конус • и уплотнительные манжеты. Плашки, входящие в пазы плашкодержателя в паке-рах с наружным диаметром 118 и 136 мм (рис. 111,30,6), при-

жимаются к конусу за счет усилия пружин, в остальных (рис. III. 30, а) 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 него расчет­ной осевой нагрузки, поворота 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 (см. рис. III. 30, б) при движении ствола конус раздвигает плашки и последние закрепляются на стенке экс­плуатационной колонны. В пакере (см. рис. III. 30, а) ствол совместно с головкой, упором, манжетами, конусом, плашками и плашкодержателем, опускаясь, доходит до упора в цилиндр. При этом захваты заходят в паз, освобождая ствол, а конус раздвигает плашки в радиальном направлении и закрепляет их. Сжатие манжет и герметизация разобщаемых пространств происходит при дальнейшем опускании ствола 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, освобождаясь, 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 башмака, благодаря чему пакер может быть посажен повторно без извлечения из скважины.

Пакер ПН-ЯГМ (рис. III. 31), предназначенный для разобщения участков эксплуатационных колонн нефтяных и газовых вертикальных и наклонных скважин, состоит из уплот­няющего, заякоривающего, клапанного устройства и гидропри­вода. Для посадки его в подъемные трубы сбрасывают шарик. Жидкость под воздействием давления через отверстие а в стволе попадает на поршень. При давлении 10 МПа поршень толкает плашкодержатель, срезает винты, плашки надвигают­ся на конус и, упираясь в стенки эксплуатационной колонны, создают упор для сжатия уплотнительных 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 извлекают при подъеме ко­лонны труб. Во время снятия осевой нагрузки освобождаются манжеты, и ствол, двигаясь вверх, тянет за собой конус, кото­рый освобождает плашки.

Якори ЯГ и ЯГ1 предназначены для предотвращения скольжения скважинного оборудования внутри эксплуатацион­ной колонны труб.

Якорь ЯГ (рис. Ц1.32,а). На стволе его уста­новлен конус, имеющий на­правляющие для плашек, вставленных в Т-образные пазы плашкодержателя. Якорь, спускаемый в сква­жину на колонне подъемных труб, закрепляется при по­даче жидкости в трубы под давлением.

Жидкость, попадая под поршень, срезает винты, перемещает плашкодержа­тель и плашки вверх, кото­рые, натягиваясь на конус, расходятся в радиальном направлении и заякорива-ются на внутренней стенке эксплуатационной колонны труб. Якорь освобождается при подъеме колонны труб. При этом ствол движется вверх совместно с конусом, конус вытягивается из-под плашек, освобождая их.

Якорь ЯП (см. рис. 32, б) состоит из корпуса, в окна которого вставлены плашки, удерживаемые пру­жиной в утопленном поло­жении. Планки, ограничи­вающие ход плашек в ра­диальном направлении, кре­пятся на корпусе при помо-Щи винтов. Закрепление

якоря в колонне происходит при выдвижении плашек наружу в радиальном направлении и внедрении в стенку эксплуатаци­онной колонны. После прекращения нагнетания жидкости плаш­ки под действием пружин возвращаются в исходное положение, в результате чего освобождается якорь.

Эксплуатация пакеров и якорей. Прежде чем спустить в скважину пакер, необходимо обследовать колонну конусной печатью и установить проходимость шаблоном с устья до верхних отверстий фильтра. Длина и диаметр шаблона :олжны быть несколько 'больше соответствующих размеров па­кера и якоря. При этом шаблон должен свободно проходить до необходимой глубины. В противном случае устраняют повреж-

дения или очищают стенки колонны труб от цементной корки, отложений парафина, солей и продуктов коррозии.

Перед каждым спуском пакера проверяют: подвижность фо­наря и штока; целостность уплотнительных элементов (манже­ты, имеющие дефекты, заменяют новыми); надежность крепле­ния резьбовых соединений. При этом особое внимание обраща­ют на резьбовое соединение головки со штоком. В качестве «мазки применяют графитную УСА или заменитель — смесь .'80% жирового солидола УС-2 или УС-3 с 20% графита.

В пакерах, имеющих плоские пружины, проверяют наличие •трещин или надломов (особенно в местах заклепочных соеди­нений), а с опорой на забой выбирают длину хвостовика с •таким расчетом, чтобы пакер находился на расстоянии 5—7м выше верхних отверстий фильтра. После установки на задан­ной глубине его испытывают на герметичность агрегатом.

Перед каждым спуском якоря проверяют: надежность креп­ления резьбовых соединений корпуса с головкой и хвостовиком; герметичность уплотнений и выдвижение плашек при избыточ­ном внутреннем давлении. С этой целью якорь спрессовывают в течение 5 мин, вставляя его в отрезок обсадной трубы соот­ветствующего диаметра. Давление опрессовки должно быть на 25% больше максимального рабочего давления для данного якоря. Утечки через резьбовые соединения не допускаются, их устраняют. Затем якорь спрессовывают вторично и, лишь убе­дившись в отсутствии утечек, спускают в скважину. При боль­шой скорости спуска гидравлического якоря и малом диаметре труб вследствие возникновения избыточного давления возможно произвольное его закрепление. Во избежание этого скорость спуска должна быть примерно 3 м/с для 89-мм труб и 4 м/с для 102-мм труб. Пакер следует поднимать на поверхность через 1—2 ч после того, как будет снято давление на забое. Якорь от связи с колонной освобождают созданием давления в затруб-ном пространстве.

После подъема этих устройств их тщательно промывают и очищают от грязи, песка и парафина. Особенно тщательно очищают от нефти резиновые манжеты. Затем пакер и якорь разбирают для осмотра или замены вышедших из строя дета­лей; смазывают трущиеся поверхности и резьбу.

При заклинивании пакера в скважине колонну НКТ враща­ют по часовой стрелке. При этом якорь отвинчивается от па­кера и извлекается на поверхность вместе с НКТ. В скважину спускают режуще-истирающий (кольцевой фрезер ФК, офрезе-ровывают пакер и извлекают его на поверхность.