Пакеры для проведения тампонажных работ в скважине.

Герметичное разобщение пространства эксплуа­тационной колонны обеспечивается подбором диа­метра пакера в соответствии с внутренним диамет­ром эксплуатационной колонны труб, создающим, оптимальный зазор между пакером и стенкой эксплуатационной колонны труб (табл. 4.1).

Для восприятия усилий от перепада давления, действующего на пакер в одном пли двух направ­лениях, пакер должен иметь соответствующее заякоривающее устройство (якорь), наличие которо­го в шифре пакера обозначается буквой «Я». Яко­ри в основном применяют с пакерами типов ПВ и ПН.

По способу посадки пакеры подразделяют на гидравлические Г, механические М и гидромехани­ческие ГМ.

В зависимости от среды, в которой применяют пакеры, предусматриваются следующие коррозионностойкие исполнения: К1 — углекислотостойкое; К2 и КЗ — сероводородостойкое (содержание H₂S и С0₂ соответственно G и 25%); Т — термо­стойкое.

Пакеры, способные воспринимать усилие от пе­репада давления, направленное как вниз, так и вверх, могут оставаться в скважине и выполнять свои функции и без колонны подъемных труб, ко­торую извлекают после посадки пакера. В этом случае для отсоединения колонны труб от пакера и повторного соединения ее с ним используют разъединители колонн типов РК, IPK и 3РК, ко­торые устанавливают над пакером.

Для подготовки стенок эксплуатационной ко­лонны труб под посадку пакера и якоря с целью обеспечения их надежной работы применяют скважинные инструменты (скребки СК и колонный инструмент 2НК).

Условные обозначения.

Пакеры. Первая цифра — номер модели; бук­вы после цифры — тип пакера (ОСТ 26— 16— 1615— 81); буква Я — наличие заякоривающего устрой­ства; следующая буква — способ посадки пакера (Г — гидравлический, М — механический); бук­ва Р — разбуриваемый пакер; число после тире — наружный диаметр пакера, мм(ГОСТ 26—16— 1615—81); следующее число — рабочее давление. МПа;последние буквы с цифрой — исполнение по коррозионной стойкости; К1 — для сред с объем­ной концентрацией С0₂ до 10%; К2 — для сред с объемной концентрацией С0₂ и H₂S до 10% каж­дого; КЗ — для сред с объемной концентрацией С0₂ и H₂S до 26% каждого; НКМ — резьба глад­ких высокогерметнчиых насосно-компрессорных труб (ГОСТ 633—80).

Например: 2ПД-Я Г-13611 КМ-35К1.

Якори. Я — якорь; Г — с гидравлическим спо­собом посадки; цифра после букв — номер моде­ли; число после тире — наружный диаметр якоря, мм; последующее число — рабочее давление, МПа.

Например: ЯГ-118-21.

Таблица 4.1

Условный диаметр обсадной трубы	Внутренний диаметр обсадной трубы (ГОСТ 632-80), мм при перепаде давления МПа					Наружный диаметр пакера
	14	21	35	50	70
114	93,9					88
	97,1; 99,5					90
	102,9; 103,9		101,5		-	94
127	105,6					100
	108,6; 112					103
	115,8		114,2		-	107
140	121,3		118,7			112
	121,3					114
	132,1; 133,1		130,7		129,1	118
146	127,1				124,7	118
	132,1; 133,1		130,7		129,1	122
168	144,1					136
	150,5			147,1		140
	153,7			150,5		145
178	148					140
	152,4; 154,8				150,4	145
	159,4				157	150
	164; 166		161,6	-	-	155
194	163,5					155
	168,3					160
	174,7				171,9	165
	178,5		177,1		-	170
219	190,7					180
	196,3				193,7	185
	201,3			198,7	-	190
	203,7; 205,7	-		-	-	195
245	212,7; 216,9					205
	220,5; 222,3				-	210
	224,5; 226,7	-		-	-	215
	228,7	-		-	-	220
273	240,1; 242,9					230
	245,5; 2479				-	235
	252,7			250,3	-	240
	258,9	255,3	-	-	-	245

Пакер типа ПН-М

Применяются при опробовании и эксплуатации нефтяных и газовых скважин, где допустима крат­ковременная опора колонны насосно-компрессорных труб на забой (табл. 4.2).

Пакер может быть использован с якорем, а также в качестве верхнего пакера с пакером, имею­щим в своем составе заякоривающее устройство.

Пакер состоит из уплотнительного и фиксирую­щего устройств.

Осевая нагрузка от массы колонны труб после опоры на якорь или нижний пакер передается на ствол пакера, в результате чего происходит среза­ние винтов. При движении ствола пакера вниз уплотнительные манжеты сжимаются между корпу­сом и гайкой, обеспечивая разобщение внутреннего пространства эксплуатационной колонны. Одно­временно шлипс передвигается по насечкам ство­ла и предотвращает его обратное перемещение. Для освобождения пакера колонну труб поднимают. Ствол с гайкой перемещается с колонной вверх, и шлипс, дойдя до упора, срезает винты. Дальнейшее совместное движение ствола со шлипсами и упором вверх освобождает манжеты, и па­кер извлекают вместе с колонной насосно-компрессорных труб.

Таблица 4.2

Показатели	ПН-М-112-21	ПН-М-118-21	ПН-М-122-21
Рабочее давление, МПа	21
Диаметр проходного отверстия пакера d, мм	60
Условный диаметр насосно-компрессорных труб (ГОСТ 633-80), мм	73
Условный диаметр эксплуатационной колонны, разобщаемой пакером, мм	140	140;146	146
Максимальный внутренний диаметр эксплуатационной колонны, гарантирующий герметичность разобщения, мм	121,7	127,3; 127,1	132,1
Скважинная среда	Нефть, газ, газоконденсат и пластовая вода
Температура скважинной среды, Со, не более	120
Габаритные размеры диаметр, D длина, L масса, кг	112 1005 24	118 1005 35	122 1005 41

 

 

продолжение таблицы 4.2

Показатели	ПН-М-112-21	ПН-М-118-21	ПН-М-122-21
Рабочее давление, МПа	21
Диаметр проходного отверстия пакера d, мм	76
Условный диаметр насосно-компрессорных труб (ГОСТ 633-80), мм	89
Условный диаметр эксплуатационной колонны, разобщаемой пакером, мм	168	168; 178	168; 178
Максимальный внутренний диаметр эксплуатационной колонны, гарантирующий герметичность разобщения, мм	144,1	152,5; 148,6	153,7; 152,4
Скважинная среда	Нефть, газ, газоконденсат и пластовая вода
Температура скважинной среды, Со, не более	120
Габаритные размеры диаметр, D длина, L масса, кг	136 1035 47	140 1035 50	145 1035 54

Пакеры типа ПН-ЯМ

Промежуточные пакеры с механическим управ­лением предназначены для герметизации разоб­щаемых внутренних пространств эксплуатацион­ной колонны. Применяются в неглубоких нефтяных скважинах.

Он состоит из уплотнительного, заякоривающего и фиксирующего устройств.

Пакер опускают в скважину на необходимую глубину па колонне насосно-компрессорных подъ­емных труб.

Заякорпвание пакера в эксплуатационной ко­лонне с целью создания упора для сжатия уплотнительных манжет производится вращением колон­ны труб вправо на 1,5...2 оборота и созданием осе­вого усилия под действием массы колонны насосно-компрессорных труб. Благодаря трению башмаков о стенку эксплуатационной колонны корпус фонаря и плашки остаются неподвижными, а па­лец ствола скользит по фигурному пазу, попадает в длинную прорезь замка, и ствол получает воз­можность перемещаться вниз относительно непод­вижных фонаря и плашек. Конус, опускаясь, радиально раздвигает плашки, которые заякориваются в эксплуатационной колонне.

Деформация уплотинтельных манжет пакера для разобщения двух пространств в стволе сква­жины и обеспечения герметичности осуществляет­ся при увеличении осевого усилия под действием массы колонны труб.

Пакер извлекается из скважины вместе с ко­лонной насосно-компрессорных труб без проведе­ния дополнительных работ.

Конструкцией пакера предусмотрена возмож­ность его многократной посадки без извлечения из скважины.

Техническая характеристика пакеров ПН-ЯМ-118-21 и ПН-ЯМ-136-21 представлена в таблице 4.3. 

 

 

Таблица 4.3

Показатели	ПН-ЯМ-118-21	ПН-ЯМ-136-21
Способ посадки пакера	Механический
Рабочее давление, МПа	21
Диаметр проходного отверстия пакера d, мм	62
Условный диаметр насосно-компрессорных труб (ГОСТ 633-80), мм	73
Условный диаметр эксплуатационной колонны, разобщаемой пакером, мм	140	168
Максимальный внутренний диаметр эксплуатационной колонны, гарантирующий герметичность разобщения, мм	127,3	144,1
Скважинная среда	Нефть, газ, газоконденсат, пластовая вода
Температура скважинной среды, Со, не более	120
Габаритные размеры диаметр, D длина, L масса, кг	118 2170 55	136 2260 70

 

Пакеры типа ПМ-ЯГМ

Пакер (рис. 4.1, табл. 4.4) применяется в вер­тикальных, наклонных и сильно искривленных глубоких нефтяных и газовых скважинах. Он со­стоит из уплотнительного и заякоривающего уст­ройств и гидроцилиндра.

Для посадки пакера с поверхности сбрасыва­ется шарик на седло клапана. Колонна насосно-компрессорных труб приподнимается на высоту, которая при обратном спуске обеспечивает осевую нагрузку на пакер 8... 12 г.

В трубах создается давление. Жидкость через отверстие в стволе пакера попадает под поршень, который при давлении 10 МПаподнимается и толкает плашкодержатель вверх. В результате это­го срезаются винты 8,и плашки, смещаясь на ко­нус, прижимаются к стенке эксплуатационной ко­лонны, что обеспечивает заякоривание пакера и создаст упор для уплотнительных манжет.

 

Рис.4.1. Пакер типа ПН-ЯГМ:

1 – упор; 2 – уплотнительная манжета; 3 – ствол; 4 – конус; 5 – шпонка; 6 – плашка; 7 – плашкодержатель; 8, 13 –срезные винты; 9 – цилиндр; 10 – поршень; 11 – шарик; 12 – седло; а – отверстие; L, D, d – см табл. 5.4.

 

 

Таблица 4.4

Показатели	ПН-ЯГМ-118-210	ПН-ЯГМ-122-210	ПН-ЯГМ-136-210	ПН-ЯГМ-140-210	ПН-ЯГМ-145-210
Рабочее давление, МПа	21
Диаметр проходного отверстия пакера d, мм	62		76
Условный диаметр насосно-компрессорных труб (ГОСТ 633-80), мм	73		89
Условный диаметр эксплуатационной колонны, разобщаемой пакером, мм	140; 146	146	168	168; 178	168; 178
Максимальный внутренний диаметр эксплуатационной колонны, гарантирующий герметичность разобщения, мм	127,3; 127,1	132,1	144,1	150,5; 148,6	153,7; 152,4
Скважинная среда	Нефть, газ, газоконденсат и пластовая вода
Температура скважинной среды, Со, не более	120
Габаритные размеры диаметр, D длина, L масса, кг	118 1655 46	122 1655 47	136 1880 60	140 1880 64	145 1880 68

 

Затем насосно-компрессорные трубы опускают­ся, и на ствол пакера передается осевое усилие от их массы, которое через упор действует на уплотнительные манжеты. Манжеты прижимаются к стенке эксплуатационной колонны, обеспечивая разобщение ее внутреннего пространства.

Проход пакера открывается при увеличении давления в колонне труб до 21 МПа. При этом срезаются винты 13, и седло с шариком выпадает.

Освобождение и извлечение пакера происходит при подъеме колонны труб. При этом снимается осевая нагрузка с пакера, и уплотнительные ман­жеты освобождаются от сжатия за счет сил упругости. При подъеме ствол пакера вытягивает ко­нус из плашек, освобождая пакер от заякоривания, и пакер извлекается вместе с колонной труб.

Предусмотрена возможность отворота колонны насосно-компрсссорпых труб от пакера после его заякоривания, для чего между стволом пакера и конусом установлена специальная шпонка.

 

Пакеры типа ПД-ЯМ

Предназначены для разобщения двух зон ство­ла скважины и изоляции внутреннего пространства эксплуатационной колонны от воздействия скважинной среды. Применяются в глубоких нефтяных, газовых и газоконденсатных скважинах (табл. 4.5).

Пакер приводится в рабочее положение путем создания осевой нагрузки после предварительного упора наконечника на переводник размером  ммобсадной колонны.

Конструкция пакера позволяет с помощью ин­струментов тросовой техники сообщать межпакерную полость с надпакерной зоной. Освобождение пакера происходит после выравнивания давления на плашки подъемом колонны насосно-компрессорных труб.

 

Таблица 4.5

Показатели	ПД-ЯМ-145НКМ-70К2	ПД-ЯМ-150НКМ-70К2	ПД-ЯМ-155НКМ-70К2
Способ посадки пакера	Механический
Рабочее давление, МПа	70
Диаметр проходного отверстия пакера d, мм	60
Условный диаметр насосно-компрессорных труб (ГОСТ 633-80), мм	73/89
Условный диаметр эксплуатационной колонны, разобщаемой пакером, мм	178
Максимальный внутренний диаметр эксплуатационной колонны, гарантирующий герметичность разобщения, мм	154,7	157,8	163,8
Скважинная среда	Природный газ, содержащий конденсат, конденсационную воду, Н2S и СО2 до 6% по объему каждого
Температура скважинной среды, Со, не более	200
Габаритные размеры диаметр, D длина, L масса, кг	145 1954 132	150 1954 142	155 1954 149

 

Пакеры типа ПД-ЯГМ

Применяются в глубоких нефтяных и нагнета­тельных скважинах. Пакер состоит из верхнего и нижнего заякоривающих устройств, уплотняющего и клапанного устройств и гидроцилиндра.

Для посадки пакера на седло сбрасывается ша­рик и создается давление в трубах. Под действием давления верхние плашки раздвигаются радиально и заякориваются в эксплуатационной колонне.

После заякоривания проход пакера освобожда­ется путем срезания винтов на седле и выпадания седла с шариком.

В пакере предусмотрен клапан для промывки через отверстие надпакерной зоны перед извлече­нием пакера из скважины, для чего необходимо приподнять шток путем натяга колонны насосно-компрессорных труб. Освобождение и извлечение пакера осуществляется с колонной труб.

Верхние плашки освобождаются при сбрасыва­нии давления в колонне труб, а нижние — при натяге и подъеме колонны после срезания винтов.

Пакер может быть оставлен в скважине, для чего перед спуском должны быть сняты пальцы. Колонну труб извлекают после срезания винтов.

При наличии инструментов тросовой техники посадка пакера осуществляется с применением приемного клапана, устанавливаемого в посадоч­ном ниппеле выше клапана или взамен его.

После посадки пакера клапан извлекают инст­рументами тросовой техники.

Техническая характеристика пакеров ПН-ЯМ-118-21 и ПН-ЯМ-136-21 представлена в таблице 4.6.

Таблица 4.6

Показатели	ПД-ЯГМ-118-21	ПД-ЯГМ-В6-210
Рабочее давление, МПа	21
Диаметр проходного отверстия пакера d, мм	62	76
Условный диаметр насосно-компрессорных труб (ГОСТ 633-80), мм	73	86
Условный диаметр эксплуатационной колонны, разобщаемой пакером, мм	146	168
Максимальный внутренний диаметр эксплуатационной колонны, гарантирующий герметичность разобщения, мм	127,1	144,1
Скважинная среда	Нефть, газ, газоконденсат и пластовая вода
Температура скважинной среды, Со, не более	120
Габаритные размеры диаметр, D длина, L масса, кг	118 2000 70	136 2215 110

Пакеры типа ПД и 2ПД-ЯГ

Пакеры (рис. 4.2, табл. 4.7, 4.8) предназначе­ны для разобщения двух зон ствола скважины и изоляции внутреннего пространства эксплуатаци­онной колонны от воздействия скважинной среды. Применяются при эксплуатации глубоких, сверхглубоких наклонных нефтяных, газовых и газоконденсатных скважин.

Пакеры состоят из верхнего и нижнего якор­ных устройств, гидроцилиндра, уплотнительного и фиксирующего устройств; спускаются в скважину на колонне насосно-компрессорных труб.

Особенностью пакеров является наличие посто­янного заякоривающего усилия на плашки верхнего якоря благодаря сообщению полости под плашками с подпакерпой зоной через отверстия а.

Посадка пакера, т. е. перемещение к стенке эксплуатационной колонны уплотнительных ман­жет и плашек, осуществляется при создании дав­ления в колонне насосно-компрессорных труб, причем предварительно проход пакера перекрыва­ется шариком, сбрасываемым на седло 16клапана.

 Рис. 4.2. Пакеры типов ПД-ЯГ и 2ПД-ЯГ:

1 – корпус якоря; 2 – круглая плашка; 3 – манжета; 4 – ствол; 5 – шлипс; 6 – толкатель; 7 – цилиндр; 8 – поршень; 9 – золотник; 10, 14, 17, - срезные винты; 11 – захват; а, б – отверстия; L, D, d – см. табл. 5.7, 5.8

Таблица 4.7

Показатели	ПД-ЯГ-112-70	ПД-ЯГ-112-70К1	ПД-ЯГ-112-70К1
Рабочее давление, МПа	70
Диаметр проходного отверстия пакера d, мм	50
Условный диаметр насосно-компрессорных труб (ГОСТ 633-80), мм	73
Условный диаметр эксплуатационной колонны, разобщаемой пакером, мм	140
Максимальный внутренний диаметр эксплуатационной колонны, гарантирующий герметичность разобщения, мм	118,7
Скважинная среда	Нефть, газ, газоконденсат и пластовая вода
	без агрессивных компонентов	с объемной концентрацией
		СО2 до 10%	СО2 и Н2S до 10% каждого
Температура скважинной среды, Со, не более	120	200
Габаритные размеры диаметр, D длина, L масса, кг	112 1870 73	112 1870 73	122 1870 80

 

Проход пакера после посадки открывается при повышении давления в трубах до 21 МПа,в ре­зультате чего срезаются винты 17,и седло с шари­ком выпадает.

При наличии инструментов тросовой техники посадка пакера осуществляется с помощью при­емного клапана, устанавливаемого в посадочном ниппеле выше клапана или взамен его. После по­садки пакера клапан извлекается при помощи инструментов тросовой техники.

Освобождение пакера происходит при подъеме колонны насосно-компрессорных труб, при этом Срезаются винты 14,и ствол вместе с, корпусом якоря поднимается и освобождает манжеты. При дальнейшем подъеме ствол через бурт толкателя потянет вверх цилиндр, который выведет конус из плашек, освобождая их.

Плашки верхнего якоря освобождаются после разгерметизации манжет и выравнивания давле­ния на плашки.

Пакер извлекается вместе с колонной насосно-компрессорных труб.

 

 

Таблица 4.8

Показатели	2ПД-ЯГ-136-35		2ПД-ЯГ-140-35	2ПД-ЯГ-145-35	2ПД-ЯГ-150-35	2ПД-ЯГ-155-35
Рабочее давление, МПа	35
Диаметр проходного отверстия пакера d, мм	76
Условный диаметр насосно-компрессорных труб (ГОСТ 633-80), мм	89
Условный диаметр эксплуатационной колонны, разобщаемой пакером, мм	168			168; 178	178
Максимальный внутренний диаметр эксплуатационной колонны, гарантирующий герметичность разобщения, мм	144,1	147,1		153,7; 154,8	159,4	166
Скважинная среда	Нефть, газ, газоконденсат и пластовая вода без агрессивных компонентов
Температура скважинной среды, Со, не более	120
Габаритные размеры диаметр, D длина, L масса, кг	136 1985 108		140 1985 112	145 1985 117	150 1985 127	155 2005 133

 

продолжение таблицы 4.8

Показатели	2ПД-ЯГ-136НКМ-35		2ПД-ЯГ-140НКМ-35	2ПД-ЯГ-145НКМ-35	2ПД-ЯГ-150НКМ-35	2ПД-ЯГ-155НКМ-35
Рабочее давление, МПа	35
Диаметр проходного отверстия пакера d, мм	76
Условный диаметр насосно-компрессорных труб (ГОСТ 633-80), мм	НКМ-89
Условный диаметр эксплуатационной колонны, разобщаемой пакером, мм	168			168; 178	178
Максимальный внутренний диаметр эксплуатационной колонны, гарантирующий герметичность разобщения, мм	144,1	147,1		153,7; 154,8	159,4	166
Скважинная среда	Нефть, газ, газоконденсат и пластовая вода без агрессивных компонентов
Температура скважинной среды, Со, не более	120
Габаритные размеры диаметр, D длина, L масса, кг	136 1985 108		140 1985 112	145 1985 117	150 1985 127	155 2005 133

 

продолжение таблицы 4.8

Показатели	2ПД-ЯГ-136-35К1		2ПД-ЯГ-140-35К1	2ПД-ЯГ-145-35К1	2ПД-ЯГ-150-35К1	2ПД-ЯГ-155-35К1
Рабочее давление, МПа	35
Диаметр проходного отверстия пакера d, мм	76
Условный диаметр насосно-компрессорных труб (ГОСТ 633-80), мм	89
Условный диаметр эксплуатационной колонны, разобщаемой пакером, мм	168			168; 178	178
Максимальный внутренний диаметр эксплуатационной колонны, гарантирующий герметичность разобщения, мм	144,1	147,1		153,7; 154,8	159,4	166
Скважинная среда	Нефть, газ, газоконденсат и пластовая вода с содержанием СО2 до 6 %
Температура скважинной среды, Со, не более	120
Габаритные размеры диаметр, D длина, L масса, кг	136 2005 112		140 1985 117	145 1985 112	150 1985 127	155 2005 133

продолжение таблицы 4.8

Показатели	2ПД-ЯГ-136НКМ-35К1		2ПД-ЯГ-140НКМ-35К1	2ПД-ЯГ-145НКМ-35К1	2ПД-ЯГ-150НКМ-35К1	2ПД-ЯГ-155НКМ-35К1	2ПД-ЯГ-136НКМ-35К2	2ПД-ЯГ-140НКМ-35К2
Рабочее давление, МПа	35
Диаметр проходного отверстия пакера d, мм	76
Условный диаметр насосно-компрессорных труб (ГОСТ 633-80), мм	НКМ-89						73
Условный диаметр эксплуатационной колонны, разобщаемой пакером, мм	168			168; 178	178		168	168; 178
Максимальный внутренний диаметр эксплуатационной колонны, гарантирующий герметичность разобщения, мм	144,1	147,1		153,7; 154,8	159,4	166	144,1	147,1; 148
Скважинная среда	Нефть, газ, газоконденсат и пластовая вода с содержанием СО2 до 6 %						С содержанием Н2S и СО2 до 6%
Температура скважинной среды, Со, не более	120
Габаритные размеры диаметр, D длина, L масса, кг	136 1985 112		140 1985 117	145 1985 122	150 1985 127	155 2005 133	136 1985 113	140 1985 118

продолжение таблицы 4.8

Показатели	2ПД-ЯГ-136 НКМ-35К2	2ПД-ЯГ-140 НКМ-35К2	2ПД-ЯГ-145 НКМ-35К2	2ПД-ЯГ-150 НКМ-35К2		2ПД-ЯГ-155 НКМ-35К1
Рабочее давление, МПа	35
Диаметр проходного отверстия пакера d, мм	76
Условный диаметр насосно-компрессорных труб (ГОСТ 633-80), мм	НКМ-89
Условный диаметр эксплуатационной колонны, разобщаемой пакером, мм	168	168; 178	168; 178	178
Максимальный внутренний диаметр эксплуатационной колонны, гарантирующий герметичность разобщения, мм	144,1	147,1; 148	153,7; 154,8	159,4	166
Скважинная среда	Нефть, газ, газоконденсат и пластовая вода с содержаниемН2О и СО2 до 6 % по объему каждого
Температура скважинной среды, Со, не более	120
Габаритные размеры диаметр, D длина, L масса, кг	136 1985 113	140 1985 118	145 1985 123	150 1985 128	155 2005 133

продолжение таблицы 4.8

Показатели	2ПД-ЯГ- 145-35К2	2ПД-ЯГ- 150-35К2		2ПД-ЯГ-155-35К2	2ПД-ЯГ-118-50	2ПД-ЯГ-122-50	2ПД-ЯГ-118-70	2ПД-ЯГ-122-70
Рабочее давление, МПа	35				50
Диаметр проходного отверстия пакера d, мм	76				50
Условный диаметр насосно-компрессорных труб (ГОСТ 633-80), мм	89				73
Условный диаметр эксплуатационной колонны, разобщаемой пакером, мм	168; 178		178		146
Максимальный внутренний диаметр эксплуатационной колонны, гарантирующий герметичность разобщения, мм	153,7; 154,8	159,4		166	127,1	130,7	124,7	129,1
Скважинная среда	Нефть, газ, газоконденсат и пластовая вода с содержанием Н2О и  СО2 до 6 %				Нефть, газ, пластовая вода
Температура скважинной среды, Со, не более	120
Габаритные размеры диаметр, D длина, L масса, кг	145 1985 123	150 1985 128		155 2005 134	118 1835 80	122 1835 83,8	118 1900 73	122 1900 84

 

окончание таблицы 4.8

Показатели	2ПД-ЯГ- 136-70К3	2ПД-ЯГ- 140-70К3	2ПД-ЯГ-145-70К3	2ПД-ЯГ-136 НКМ-70К3	2ПД-ЯГ-140 НКМ-70К3	2ПД-ЯГ-145 НКМ-70К3
Рабочее давление, МПа	70
Диаметр проходного отверстия пакера d, мм	76
Условный диаметр насосно-компрессорных труб (ГОСТ 633-80), мм	89			НКМ-89
Условный диаметр эксплуатационной колонны, разобщаемой пакером, мм	168		168; 178	168		168; 178
Максимальный внутренний диаметр эксплуатационной колонны, гарантирующий герметичность разобщения, мм	144,1	147,1	150,5; 150,4	144,1	147,1	150,5; 150,4
Скважинная среда	Нефть, газ, газоконденсат и пластовая вода с содержанием Н2О и  СО2 до 25 % по объему каждого
Температура скважинной среды, Со, не более	150
Габаритные размеры диаметр, D длина, L масса, кг	136 1955 120	140 1955 120	145 1955 124	136 1955 124	140 1955 132	145 1955 132

 

Пакер типа ПВ-ЯГМ

Пакер с гидромеханическим способом посадки (рис. 4.3, табл. 4.9) предназначен для защиты от высокого давления обсадной колонны, располо­женной выше продуктивных пластов, в нагнета­тельных и добывающих скважинах.

Перед установкой пакера скважина должна быть прошаблонирована, кроме того в интервале ус­тановки пакера обсадную колонну необходимо за­чистить от ржавчины, цементной корки или других отложений. Проверяют состояние затяжки резьбо­вых соединений, манжет, которые не должны иметь задиров, пузырей, трещин, посторонних включений.

Перед спуском пакер навинчивают на колонну насосно-компрессорных труб с помощью резьбы на головке. После спуска пакера па необходимую глубину проводят опрессовку насосно-компрессор­ных труб. Для этого в них под давлением подают жидкость, в результате чего закрывается клапан. Герметичность насосно-компрессорных труб опре­деляется по интенсивности падения давления жид­кости. Давление опрессовки не должно превышать 10 МПа.

Рис. 4.3. Пакер гидромеханический типа ПВ-ЯГМ:

1 – головка; 2, 3 – детали центрирубщего узла; 4; 17; 23 – пружины; 5 – шток; 6 – шлипс; 7 – обойма; 8 – стопорное кольцо; 9 – запорное кольцо; 10 – упор; 11, 13 – манжеты; 12, 14 – втулки; 15 – кожух; 16 – корпус; 18 – тарельчатый клапан; 19 – седло клапана; 20 – штифт; 21, 22 – втулки; 24 – переводник.

Таблица 4.9

Показатели	ПВ-ЯГМ-118-35		ПВ-ЯГМ-118-35К		ПВ-ЯГМ-122-35	ПВ-ЯГМ-122-35К	ПВ-ЯГМ-140-35		ПВ-ЯГМ-140-35К
Давление посадки пакера, МПа	8…10
Условный диаметр насосно-компрессорных труб (ГОСТ 633-80), мм	140; 146	140;		146		146		168		168
Максимальный перепад давления, воспринимаемый пакером, МПа	35
Скважинная среда	Нефть, вода и их примеси
Температура скважинной среды, Со, не более	120
Габаритные размеры диаметр, D длина, L масса, кг пакера полного комплекта	118 1160   43,5 58,5		118 1160   43,5 58,5		122 1160   46 61	122 1160   46 61	140 1300   67,5 85		140 1300   67,5 85

Пакер применяют для длительного разобщения затрубного пространства скважины. Разобщение проводят с помощью двух резиновых уплотнительных манжет, одна из которых — самоуплотняю­щаяся, обеспечивающая установку пакера на необ­ходимой глубине. Шлипсовый узел предохраняет пакер от перемещения при изменениях режимов работы скважины.

 

Пакер типа ПВМ

Пакер механический (рис. 4.4, табл. 4.10) применяют для уплотнения колонны насосно-компрессорных и бу­рильных труб в обсадной колонне скважины при проведении технологических операций по воздей­ствию на призабойную зону.

В скважину, предварительно проверенную и очищенную скребком, спускают на колонне труб пакер, при этом фиксатор удерживает шлипсодержатсль в крайнем нижнем положении относитель­но ствола. При повороте колонны труб по часовой стрелке (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, и конус за­клинивает их в обсадной трубе. Приложенная к пакеру нагрузка от веса колонны труб (7...12 т) 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.

Таблица 4.10

Наружный диаметр, мм	122	140
Диаметр проходного отверстия, мм	48	50
Максимальный перепад давления, МПа	50	50
Присоединительная труба, мм: верхняя левая (ГОСТ 631-75) нижняя (ГОСТ 633-80)	73 60	89 73
Скважинная среда	Нефть, вода и их примеси
Максимальная температура рабочей среды, оС	100	100
Габаритные размеры, мм: диаметр D длина L	140 810	160 920
Масса, кг: пакера полного комплекта	27 34	37,4 47,4

 

Рис. 4.4. Пакер механический типа 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.

 

Пакер типа ПРС

Гидравлические пакеры применяют для ремонтно-изоляционных работ в скважинах с негерметичными обсадными колоннами. С их помощью воз­можно проведение следующих операций:

¾ поиск интервалов нарушения герметичности в обсадных колоннах методом поинтервальной опрессовки колонны давлением между уплотнительными узлами пакера и в интервале от устья сква­жины до верхнего уплотнительного узла;

¾ определение качества ремонта после ремонтно-восстановительных работ в негерметичных обсад­ных колоннах (цементными заливками, установкой металлических пластырей и т. д.) методом одно­разовой опрессовки колонн локально в интервале ремонта или в интервале произвольного размера по всей длине обсадной колонны или какой-то её части;

¾ установку металлических негофрированных пла­стырей на внутреннюю поверхность негерметичных обсадных труб или для отключения пластов.

Кроме того, пакер типа ПРС можно использо­вать для таких технологических операций при ре­монте скважин, как направленная обработка призабойной зоны по пластам и отключение обводнившихся пластов методом тампонирования це­ментом или другими селективными материалами.

Пакеры разработаны для ремонта скважин с обсадными колоннами диаметром 140; 146 и 168 мм(табл. 4.11).

Пакер (рис. 4.5) состоит из трех основных частей: верхнего и нижнего уплотнительных узлов и клапанного узла. Верхний и нижний уплотнительные узлы представляют собой ствол, на котором установлены подвижные втулки, подпружиненные пружиной.

Пакер опускают в скважину на н