61. Пакеры, устанавливаемые на обсадной колонне. Назначение и принцип действия.

В целом ряде случаев устройств и приспособлений для оснащения низа обсад­ной колонны, рассмотренных выше, оказывается недостаточно для получения качественной изоляции нефтегазоносных пластов от во­доносных. Если они разделены небольшими (не более 6... 8 м) пропластками, то оставшиеся в зоне этих пропластков непрочные гли­нистые включения (корка, пленка, пристенный увлажненный слой глинистой породы) могут быть прорваны под действием перепада давления.

Для обеспечения надежного крепления скважины в указан­ных выше интервалах используется избирательный метод изоля­ции пластов. Обсадная колонна в этих интервалах до­полнительно к перечисленным выше устройствам и приспо­соблениям оснащается заколонными пакерами.

В качестве примера рассмотрим пакер типа ППГ (рисунок 8.9). На обсадной колонне может быть установлено любое необходимое число этих пакеров. Пакеры после срабатыва­ния не перекрывают проходного канала об­садной колонны и не сужают его. Пакер типа ППГ состоит из двух основных узлов: рукав­ного уплотнителя и клапанного узла.

Рукавный уплотнитель состоит из корпу­са и резинотканевого уплотнительного эле­мента рукавного типа 2 с обжимными стака­нами 3. В теле корпуса выполнены каналы Б для подачи жидкости в кольцевую (рабочую) полость А между корпусом и уплотнительным элементом.

Клапанный узел включает в себя корпус 1 патрубок 4, в котором установлены диффе­ренциальная втулка 5 и дополнительные эле­менты: сменный срезной винт, пружинный фиксатор, резиновая перепускная манжета 6 одностороннего действия, защитная втулка 7 со срезными полыми штифтами 8. Пакер присоединяют к обсадной колонне с помо­щью переводника 9.

Пакер срабатывает следующим образом. При прохождении цементировочной пробки через пакер срезаются штифты 8, установ­ленные в защитной втулке 7, образуя канал для передачи давления из полости обсадной колонны на дифференциальную втулку 5. Таким образом, клапанный узел подготавливается к срабатыванию. При создании в об­садной колонне заданного давления после окончания продавки тампонажной смеси сре­зается винт из алюминиевого сплава, соеди­няющий дифференциальную втулку 5 с кор­пусом клапанного узла, и втулка 5 переме­щается вверх (прямой ход).

Перемещением дифференциальной втул­ки 5 обеспечивается соединение кольцевой полости А рукавного уплотнителя через ка­налы Б и радиальные отверстия В с полос­тью обсадной колонны. Жидкость из обсад­ной колонны отгибает манжету 6 клапанного узла, поступает в полость уплотнительного рукава и происходит запакеровка затрубного пространства. Затем избыточное давление в цементировочной головке снижают. При этом на манжету 6 клапанного узла начинает действовать избы­точное давление со стороны рукавного уплотнителя. В результате дифференциальная втулка 5 возвращается в исходное положение (обратный ход). Пружинным фиксатором дифференциальная втул­ка 5 жестко закрепляется в конечном положении.

Рисунок 8.9 Пакер типа ППГ конструкции ВНИИБТ:

1 — корпус; 2 — рези­нотканевый уплотни­тель;

3 — обжимной ста­кан; 4— патрубок;

5 — дифференциальная втулка; 6 — перепускная манжета;

7 — защитная втулка; 8 — штифт; 9 — переводник;

А — коль­цевая полость; Б — ка­налы; В—отверстия