Самостоятельная работа № 8
Тема: Скважинные уплотнители (пакера).
Теоретическая часть
ЭКСПЛУАТАЦИОННЫЕ ПАКЕРЫ, ЯКОРИ И РАЗЪЕДИНИТЕЛИ КОЛОНН
Пакеры предназначены для разобщения пластов и изоляции эксплуатационной колонны труб от воздействия среды в про цессе эксплуатации нефтяных, газовых и нагнетательных сква жин, а также при проведении ремонтно-профилактических ра бот в них.
Пакер — основной элемент скважинного оборудования со временных фонтанирующих, газлифтных, насосных и нагнета тельных скважин при однопластовой эксплуатации и при одно временной раздельной эксплуатации нескольких пластов од ной скважиной.
Пакеры широко применяются при проведении таких техно логических операций, как гидроразрыв, кислотная и термиче ская обработка пласта, изоляционные работы, гидропескоструй ная перфорация и т. д.
Пакеры спускают в скважину на колонне подъемных труб. Они должны иметь проход, позволяющий беспрепятственно спускать инструменты и оборудование для проведения необхо димых технологических операций при освоении и эксплуатации.
Для раздельной эксплуатации двух пластов одной скважи ной по параллельным рядам подъемных труб созданы двухпроходные пакеры,
В соответствии с назначением для обеспечения надежной ра боты, кроме оценки возможности проведения необходимых тех нологических операций в процессе эксплуатации, способов по садки и извлечения, к пакерам предъявляются следующие ос новные требования:
пакер должен выдерживать максимальный перепад давле ний, действующий на него в экстремальных условиях и назы ваемый «рабочим давлением»;
пакер должен иметь наружный диаметр, обеспечивающий оптимальный зазор между ним и стенкой эксплуатационной ко лонны труб, с которой он должен создать после посадки герме тичное соединение.
В соответствии с этим различаются пакеры следующих ти пов:
ПВ — пакер, воспринимающий усилие от перепада давле ний, направленного вверх;
ПН — пакер, воспринимающий усилие от перепада давле ний, направленного вниз;
ПД— пакер, воспринимающий усилие от перепада давле ний, направленного как вниз, так и вверх.
Для восприятия усилия от перепада давлений, действующего, на пакер в одном или двух направлениях, пакер должен иметь соответствующее заякоривающее устройство (якорь), наличие которого в шифре пакера обозначается буквой Я, гидравлические Г, механические М, гидромеханические ГМ.
Герметичное разобщение пространств эксплуатационной ко лонны достигается при соблюдении подбора диаметра пакера в соответствии с ОСТ 26-16-1615—81.
Якори— это устройства, предназначенные для заякоривания колонны подъемных труб за стенку эксплуатационной колонны труб с целью предотвращения перемещения скважинного обору дования под воздействием нагрузки.
Якори в эксплуатации применяются преимущественно с пакерами типа ПВ и ПН.
Пакеры, способные воспринимать усилие от перепада дав ления, направленного как вниз, так и вверх, могут оставаться в скважине и выполнять свои функции и без колонны подъем ных труб, которую извлекают после посадки пакера. В этом случае для отсоединения колонны труб от пакера и повторного соединения ее с пакером применяются разъединители колонн типов РК, ЗРК и 4РК, устанавливаемые над пакером. В остав ляемую с пакером часть разъединителя перед разъединением при помощи канатной техники устанавливается пробка, пере крывающая пласт, а извлекаемая часть разъединителя подни мается вместе с колонной подъемных труб,
ПАКЕРЫ
Условное обозначение пакеров включает: буквенную часть, состоящую из обозначения типа пакера (ПВ, ПН, ПД), спо соба посадки и освобождения пакера (Г, М, ГМ) и наличия якоря устройства (буква Я), первая цифра после обозначения типа пакера — число проходов, цифра перед буквами — номер модели; первое число после букв — наружный диаметр пакера (в мм); второе число — рабочее давление (максимальный пере пад давлений, воспринимаемый пакером); К2 — конец обозна чения— сероводородостойкое исполнение. Например- ПН-ЯМ-150-500, ПН-ЯГМ-118-210, 1ПД-ЯГ-136-500, ПД-Г-136-210К2.
Пакер типа ПН-ЯМ предназначен для разобщения про странств эксплуатационной колонны нефтяных и газовых сква жин и защиты ее от воздействия пласта, состоит из уплотнительного устройства, плашечного механизма и фиксатора типа байонетного замка (рис. 89). На ствол пакера свободно наса жены конус и уплотнительные манжеты. Плашки входят в пазы плашкодержателя и в пакерах с наружным диаметром 118 и 136 мм (см. рис. 89, б) прижимаются к конусу за счет усилия пружин плашкодержателя. В остальных пакерах (см. рис. 89, а) плашкодержатель фиксируется со стволом и цилиндром захва тами. Корпус фонаря соединен с замком, имеющим фигурный паз, в котором может перемещаться палец, связанный со ство лом. Посадка пакера проводится путем приподъема 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 эксплуата ционной колонны обеспечивается неподвижность корпуса фо наря и плашек. Палец при повороте скользит по фигурному пазу и опускается вниз совместно со стволом.
В пакере (см. рис. 89,б) при движении ствола конус раз двигает плашки и последние заякориваются на стенке эксплуа тационной колонны. В пакере (см. рис. 89, а) ствол совместно с головкой, упором, манжетами, конусом, плашками и плашко-держателем, опускаясь, доходит до упора в цилиндр. При этом захваты заходят в паз а, освобождая ствол, а конус раздвигает плашки в радиальном направлении и заякоривает их.
Сжатие манжет и герметизация пакером разобщаемых пространств про исходит при дальнейшем опускании ствола пакера за счет массы колонны подъемных труб. Пакер извлекается из сква жины в результате подъема труб. При этом освобождаются манжеты, а ствол своим буртом вытягивает конус из-под пла шек, 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 автома тически входит в фигурный паз замка, благодаря чему пакер может быть посажен повторно без извлечения из скважины.
Рис. 89. Пакер ПН-ЯМ:
Наружный диаметр, мм: а—150; 160; 185; 210; 236,; 265; 6 — 118 и 136; /—головка; 2— упор; 3— манжеты; 4 — конус; 5 — плашка; 6 — плашкодержатель; 7 — ци линдр; 8 — захват; 9 — корпус фонаря,; 10— башмак; II —замок; 12— гайка; 13 — палец: 14 — ствол.
Рис. 90. Пакер ПН-ЯГМ (ППГМ1):
1 — муфта; 2 — упор; 3 — манжета,; 4 — ствол; 5 — обойма; 6 — конус; 7—шпонка; 8 — плашка; 9 — плашкодержатель; 10 — винт,; 11 — кожух; 12 — поршень; 13 — корпус клапана; 14— шарик; 15 — седло; 16 — срезной винт.
Пакер ПН-ЯГМ (рис. 90) предназначен для разобщения пространств эксплуатационных колонн нефтяных и газовых глубоких вертикальных и наклонных скважин, состоит из уплот няющего, заякоривающего, клапанного устройств и гидропри вода. Для посадки пакера в подъемные трубы сбрасывается шарик и создается давление.
Жидкость через отверстие a в стволе попадает под поршень. При давлении 10 МПа поршень толкает плашкодержатель, срезает винты, плашки надвигаются на конус и, упираясь в стенку эксплуатационной колонны, со здают упор для сжатия уплотнительных манжет.
Под действием массы труб плашки внедряются в стенку эксплуатационной ко лонны, 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 освобож дает плашки.
 
Рис. 91. Пакер ПД-ЯГ
а, б— 1ПД-ЯГ с наружным диаметром 136, 140, 145 мм,; в — 2ПД-ЯГ-185-210;
1 — кор пус якоря; 2 — круглая плашка; 3 — манжета; 4—ствол; 5 — шлипс; 6 — толкатель; 7 —цилиндр; 8 — поршень; 9 — захват; 10, 14, 17 и 19 — срезные винты; 11 — золотник; 12 — конус; 13 — плашка; 15 — плашкодержатель; 16 — седло; 18 — втулка фиксатора.
Пакеры 1ПД-ЯГ и 2ПД-ЯГ (рис. 91) предназначены для разобщения пространств эксплуатационной колонны труб и за щиты ее от воздействия пласта в нефтяных и газовых скважи нах, состоят из верхнего и нижнего якорных устройств, уплот нения, гидроцилиндра и фиксатора. Посадка пакера осуществляв ется путем создания давления в колонне подъемных труб, при чем предварительно проход пакера перекрывается шариком, сбрасываемым на седло (см. рис. 91, а, в) или в конус в (см. рис. 91, б). Под действием давления в трубах плашки верх него якоря выдвигаются наружу, заякориваясь на стенке экс плуатационной колонны.
В пакере ШД-ЯГ (см. рис. 91, а) жидкость через отверстие б поступает под золотник, сдвигает его вниз, срезая винты, и позволяет захвату выйти из зацепления с поршнем. Поршень через толкатель сжимает манжеты, создавая уплотнение со стенкой эксплуатационной колонны.
Одновременно золотник выдвигает конус в плашки, заставляя их внедриться в эксплу атационную колонну и заякориться на ней. Совместно с кону сом двигается вниз цилиндр и шлипсы, зацепляясь с насечками толкателя, фиксируют манжеты и плашки в рабочем положе нии.
Пакер освобождается при натяге и подъеме колонны труб, в результате чего срезаются винты и ствол освобождается от плашкодержателя. Дальнейшее движение ствола вверх осво бождает манжеты от сжатия. При этом ствол, упираясь в пор шень, доводит его до упора в цилиндр, который, в свою очередь, вытягивает конус из-под плашек и освобождает их. Проходное отверстие пакера открывается при повышении давления в тру бах и срезе винтов.
В пакере (см. рис. 99, б) пластовый агент под давлением через отверстие б в стволе попадает в цилиндр. После среза винтов цилиндр с плашкодержателем поднимается вверх и плашки натягиваются на конус, одновременно сжимая манжету. Происходит заякоривание нижних плашек и уплотнение пакера в эксплуатационной колонне труб. Обратному перемещению плашек препятствуют шлипсы, переместившиеся вместе с ко нусом вверх по втулке фиксатора. Пакер освобождается при подъеме колонны труб после среза винтов, при этом бурт ствола упирается в конус и вытягивает его из-под плашек.
Особенность пакера 2ПД-ЯГ (см. рис. 99, в)—постоянное заякоривающее усилие на плашки верхнего якоря благодаря сообщению полости под плашками с подпакерной зоной через отверстие а. При посадке пакера пластовый агент под давлением из полости труб через отверстие 6 поступает под золотник и конус. Золотник перемещается вверх, срезает винты и осво бождает поршень и конус от захвата.
Конус, уплотненный в цилиндре кольцами, под действием давления входит в плашки, заставляя раздвигаться и заякориться на стенке эксплуатационной колонны. Одновременно поршень совместно с золотни ком и толкателем перемеща ется вверх и сжимает ман жеты. При этом шлипсы, за цепляясь с насечками толка теля, фиксируют манжеты и плашки в рабочем положении.
Пакер освобождается при подъеме колонны подъемных труб, после среза винтов. Ствол совместно с корпусом якоря поднимается и освобож дает манжеты, а бурт толка теля тянет вверх цилиндр, ко торый выводит конус ^из пла шек, освобождая их. Т1лашки верхнего якоря освобожда ются после разгерметизации манжет и выравнивания дав ления на плашки.
Пакер ЗПД-ЯГ (рис. 100) предназначен для разобщения пространств эксплуатацион ной колонны труб и защиты ее от воздействия пласта в нефтяных и газовых скважи нах. Состоит из верхнего и нижнего заякоривающих уст ройств и гидроцилиндров, уп-лотнительного и фиксирую щих устройств. Посадка па кера осуществляется при по даче в колонну подъемных труб жидкости под давлением. Предварительно на седло сбрасывается шарик. Давление в полости б нижнего гидроци линдра перемещает поршень, который через плашкодержатель заставляет плашки натянуться на конус и, раздвигаясь ра-диально, заякориться за стенку эксплуатационной колонны.
Рис. 100. Пакер ЗПД-ЯГ:
1 — головка; 2 — шток; 3 ― шлипс,; 4, 5, 8, 15, 22, 24, 26 — срезные винты; 5 — цилиндр; 6 — верхний ствол; 9 — верхний плашкодержатель; 10 — верхняя плашка; 11 — втулка; 12 — штифт; 13 — верхний конус; 14 — корпус; 16 — муфта; 17 — уплотнительная ман жета; 18 — нижний конус; 19 — нижняя плашка; 20 — нижний ствол; 21 — плашко держатель; 23 — поршень; 25 — седло
При возрастании давления срезаются винты, и шток, пере мещаясь вниз со стволом, сжимает манжеты между муфтой и конусом, герметизируя пространство между пакером и стенкой эксплуатационной колонны. Шлипсы, перемещаясь по насечкам штока при движении его вниз, фиксируют его от возврата.
При дальнейшем увеличении давления жидкость через от верстие а попадает в цилиндр. Срезаются винты, и цилиндр пе ремещает вниз плашкодержатель и плашки, которые натягива ются на конус и заякориваются на эксплуатационной колонне. При этом срезаются винты, плашкодержатель освобождается от цилиндра и фиксируется шлипсами на стволе. Нижние и верхние плашки в заякоренном положении будут препятство вать перемещению пакера как вверх, так и вниз. Проходное отверстие пакера открывается после среза винтов. Распакеровка осуществляется при подъеме труб после предварительного отвинчивания верхней части пакера в муфте и среза винтов. После среза штифта верхний ствол перемещается вверх и доводит втулку до плашкодержателя, последний стягивает плашки с ко нуса, освобождая их. Затем бурт тянет вверх корпус и муфту, освобождая манжеты. Одновременно при движении нижнего ствола вверх бурт ствола доходит до нижнего конуса и вытя гивает его из- плашек, освобождая их.
Пакер ПД-ЯГМ состоит из верхнего и ниж него заякоривающих устройств, уплотняющего и клапанного устройств и гидропривода. Пакер спускается в скважину на подъемных трубах, на седло сбрасывается шарик, и создается давление, под действием которого плашки раздвигаются радиально и заякориваются на стенке эксплуатационной колонны. Жидкость, попадая через отверстие б под поршень, перемещает его вверх, в результате чего срезаются винты и освобождается захват, а конус, перемещаясь вниз, раздвигает плашки и заякоривает их. Одновременно происходит сжатие манжет.
Герметичность разобщения обеспечивается осевой нагруз кой, создаваемой массой труб, под действием которой среза ются винты, и ствол, двигаясь совместно с втулкой вниз, до полнительно сжимает манжеты. Фиксация рабочих положений плашек и манжет обеспечивается шлипсами, препятствующими обратному перемещению поршня и плашек.
Проходное отвер стие пакера освобождается после среза винтов. В пакере предус мотрен клапан для промывки надпакерной зоны перед извлече нием его из скважины. При натяге колонны труб шток, пере мещаясь вверх, открывает отверстие а, через которое трубное пространство сообщается с затрубным. После промывки сбрасывается давление в трубах, в результате чего освобождаются плашки.
Рис. 101. Рукавный пакер типов ПД; Рис. 102. Якорь типов ЯГ (я) и ЯП (6).
При дальнейшем натяге колонны труб срезаются винты и освобождаются плашки и манжеты.
Пакер можно оставить в скважине без подъемных труб, так как благодаря заякориванию плашек пакер выдерживает давление как снизу, так и сверху. Для этого винты перед спуском пакера снимаются и колонну подъемных труб можно освободить после среза винтов. В этом случае пакер можно поднять после захватывания его труболовкой.
Пакеры ПД-Г и 1ПД-Г (рис. 101) предназначены для гер метизации разобщаемых пространств эксплуатационной ко лонны нагнетательных скважин. Пакер ПДТ состоит из уплотнительного рукава и ствола, к верхней части которого присоединяется переводник с патрубком. На перевод нике установлены поршень и головка, связанная с рукавом.
Между патрубками и переводником установлено седло для ша рика, служащего для опрессовки подъемных труб. При подаче давления в центральный канал жидкость попадает под рукав через отверстие в, раздувает его и прижимает к стенке экс плуатационной колонны, разобщая затрубное пространство.
Манжета выполняет роль обратного клапана и служит для со хранения давления в подрукавной полости. Минимальное избы точное давление, необходимое для срабатывания пакера, со ставляет 1,5 МПа. Для освобождения пакера в затрубном про странстве создается давление. Поршень перемещается вниз и сообщает подрукавную полость с внутритрубным пространством через отверстия а и б, когда расточка поршня окажется у от верстия б.
В пакере 1ПД-Г из-за разности площадей поршня и головки, подверженных действию давления, поршень перемещается вниз. Когда кольца головки попадут в расточку поршня, подрукавная полость через отверстия соединя ется с полостью труб, разряжается и рукав принимает первона чальное положение. Повторная посадка пакера возможна без извлечения его из скважины при создании давления в трубах, под действием которого поршень перемещается вверх в перво начальное положение.
ЯКОРИ
Якори ЯГ и ЯП предназначены для предотвращения сколь жения скважинного оборудования внутри эксплуатационной ко лонны труб.
Устройство и работа. На ствол якоря ЯГ уста новлен конус, имеющий направляющие для плашек, вставлен ных в Т-образные пазы плашкодержателя. Якорь спускается в скважину на колонне подъемных труб. Заякоривание проис ходит при подаче жидкости в трубы под давлением.
Жидкость, попадая под поршень, срезает винты, переме щает плашкодержатель и плашки вверх, которые, натягиваясь на конус, расходятся в радиальном направлении и заякориваются 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 состоит из корпуса, в окна которого вставлены плашки. Пружина удерживает плашки в утоплен ном положении. Планки ограничивают ход плашек в радиальном направлении и крепятся на корпусе при помощи винтов. Заякоривание происходит при подаче жидкости в колонну подъ емных труб под давлением. Под действием давления внутри корпуса якоря плашки выдвигаются наружу в радиальном на правлении и внедряются в стенку эксплуатационной колонны. При отсутствии давле ния в трубах плашки возвращаются в исходное положение под действием пружин и происходит освобождение якоря.
 
Рисунок 103. Пакер 2ПД-ЯГ
1-муфта; 2-верхнее якорное устройство; 3-уплотнительное устройство (комплект манжет);
4-нижнее якорное устройство; 5-ствол; 6-срезной клапан.
Рисунок 102. Якорь-пакер ЯП-118/138, ЯП 135-156
Таблица 1. Технические характеристики пакера 2ПД-ЯГ
Наименование параметра
|
Значение параметра
|
Рабочее давление, МПа
|
35
|
Рабочая среда
|
газ, конденсат, нефть
|
Температура рабочей среды, мм
|
120
|
Наружный диаметр, мм
|
118
|
122
|
140
|
Диаметр проходного отверстия, мм
|
50
|
50
|
76
|
Макс. внутренний диаметр эксплуатационной колонны, гарантирующий герметичность разобщения, мм.
|
126
|
132
|
76
|
Размер присоединительной резьбы (по ГОСТ 633-80)
|
73
|
73
|
73
|
Задание: Ознакомившись с данным теоретическим материалом, выполните письменно задание, указанное в приложении 8.
|
