6.7. 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 клапанов-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, плашечного механизма и фиксатора типа байонетного замка (рис. 6.35.).

На ствол пакера свободно насажены конус и уплотнительные манжеты. Плашки входят в пазы плашкодержателя и в пакерах с наружными диаметрами 118 и 136мм (рис. 6.35. б) прижимаются к конусу за счет усилия пружин плашкодержателя. В остальных пакерах (рис. 6.35. 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 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 с головкой, упором, манжетами, конусом, плашками и плашкодержателем, опускаясь, доходит до упора в цилиндр (рис. 6.35. а).

Рис. 6.35. Пакеры ПН-ЯМ:

а — пакеры с наружными диаметрами 150, 160, 185, 210, 236, 265 мм;

б - пакеры с диаметрами 118 и 136 им: 1 - головка; 2-упор; 3 - манжеты;

4 - конус; 5 - плашка; 6- плашкодержатель; 7—цилиндр;

8 — захват; 9 - корпус фонаря; 10- башмак; 11 - замок; 12- гайка;

13 - палец; 14 – ствол

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 быть посажен повторно без извлечения из скважины.

Пакер ПН-ЯГМ (рис 6 36.) предназначен для разобщения пространств эксплуатационных колонн нефтяных и газовых глубоких вертикальных и наклонных скважин, состоит из уплотняющего, заякоривающего, 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 10МПа поршень толкает плашкодержатель, срезает винты, плашки надвигаются на конус и, упираясь в стенку 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 21МПа. 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.

Рис. 6.36. Пакер ПН-ЯГМ:

1 — муфта; 2 - упор; 3 — манжета; 4 - ствол;

5 - обойма; 6 - конус; 7 — шпонка: 8—плашка;

9—плашкодержателъ; 10 винт; 11 - кожух; 12— поршень;

13 — корпус клапана; 14 —шарик; 15-седло; 16 —срезной винт

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, шлипсодержатсля 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 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.

Рис. 6.37. Пакер механический ПВМ:

1 —головка; 2 - опора; 3 - ствол; 4 — защитная манжета;

5 — шайба; 6 - уплотнительная манжета; 7 — конус; 8 — шлипс;

9 - шлипсодержатель; 10 - ограничитель; 11 - пружина; 12— крышка;

13 – фиксатор; 14 — болт; 15 — предохранительное кольцо

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 (7-12т) 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.