Буровое оборудование. Пакер должен выдерживать максимально необходимый перепад давле ния, действующий на него в экстремальных условиях (рабочее давление)
 Скачать 1.59 Mb.
|
|
1 – корпус; 2 – бандаж; 3 – проволочная навивка; 4 – стрингеры продольные фильтроэле- мента; 5 – зазор щелевой; 6 – втулка; 7 – элемент упорный; 8 – отверстие циркуляцион- ное; 9 – элемент срезной; 10 – камера кольцевая; 11 – кожух; 12 – паз технологический; 13 – переводник; 14 – канал продольный ществляется с помощью специального многофункционального управляю- щего инструмента – привода типа КРР. Привод типа КРР спускается в скважину на насосно-компрессорных трубах диаметром 73 мм и приводит- ся в действие гидравлическим путем, при этом упоры привода размещают- ся в специальном технологическом пазе, а толкатели привода, взаимодейст- вуя с упорными элементами фильтра, перемещают втулку в осевом направ- лении и происходит открытие фильтра. Через щелевые циркуляционные отверстия происходит сообщение за- колонного и внутриколонного пространства. Суммарная площадь щелевых циркуляционных отверстий корпуса больше площади поперечного сечения обсадной колонны. Конструкцией фильтра предусмотрено его закрытие – путем возврата кольцевой втулки в исходное положение, которое осущест- вляется посредством привода КРР, только предварительно настроенного на закрытие. Изготовитель: АООТ « Тяжпрессмаш» . 11.4. ПАКЕРЫ ДЛЯ ИСПЫТАНИЯ КОЛОНН 11.4.1. ПАКЕР ДЛЯ ИСПЫТАНИЯ ОБСАДНЫХ КОЛОНН Пакер (рис. 11.29) позволяет производить испытание обсадных колонн на герметичность на любой глубине. Пакер состоит из корпуса, в состав которого входят ствол 2 с центральным осевым каналом 19 и резьбой зам- 472 ковой 1 для соединения с колонной бурильных труб, кожуха 7, нижней опоры 12 с ловильной корзиной 11. В верхней части корпуса в кольцевой полости, образованной кожухом и стволом и сообщенной с центральным осевым каналом радиальными каналами 15, помещен кольцевой поршень 6. Ниже поршня на стволе последовательно установлены толкатель 8, распор- ный конус 9 и набор уплотнительных элементов 10, упирающихся в ниж- Рис. 11.29. Пакер для испытания обсадных колонн: 1 – резьба замковая; 2 – ствол; 3, 4 – выступы кольцевые; 5 – втулка клапанная; 6 – поршень коль- цевой; 7 – кожух; 8 – толкатель; 9 – конус распор- ный; 10 – набор уплотнительных элементов; 11 – корзина ловильная; 12 – опора нижняя; 13 – пружи- на; 14 – кольцо уплотнительное; 15 – канал радиаль- ный; 16 – канал перепускной; 17 – шар; 18 – эле- мент срезной; 19 – канал осевой; 20, 21 – сухари опорные 473 нюю опору. Пружина 13 установлена между буртом кожуха 7 и буртом толкателя 8 для поджатия последнего вверх к поршню. На внутренней по- верхности центрального осевого канала выше радиальных каналов выпол- нены два кольцевых выступа 3, 4, причем верхний выступ выполнен боль- шим диаметром. Выступы 3 и 4 являются седлами под опорные сухари 20, 21, закрепленные посредством срезных элементов 18. Срезные элементы, крепящие сухари 21, рассчитаны на меньшее усилие срабатывания, чем элементы, крепящие сухари 20. Опорные сухари закреплены на втулке 5, являющейся клапанным узлом пакера. В исходном положении пакера втул- ка 5 подвешена сухарями большего диаметра на седле корпуса, а после их срезания сухарями меньшего диаметра на седле, после чего происходит разобщение осевого и радиального каналов. На наружной поверхности втулки выполнены перепускные каналы в виде пазов 16 для сообщения (в исходном положении клапанной втулки) полости трубного канала с порш- невой полостью. Во внутреннем канале втулки, в верхней его части разме- щен шариковый обратный клапан. Движение шара 17 вниз ограничено седлом, вверх – опорными сухарями 20. Кожух 7, поршень 6, клапанная втулка 5 снабжены уплотнительными элементами 14. Пакер работает следующим образом. Пакер спускается в обсаженную скважину на колонне бурильных труб. При этом обратный клапан втулки не препятствует заполнению спускаемого инструмента промывочной жид- костью, находящейся в скважине. После достижения необходимой глубины насосным агрегатом в трубном канале создается избыточное давление для деформации набора уплотнительных элементов и разобщения зон затруб- ного пространства, расположенных выше и ниже пакера, промывочная жидкость при этом поступает в поршневую полость пакера по перепуск- ным каналам втулки. По достижении определенного давления, которое превышает давление срабатывания пакера, происходит разрушение срезных элементов сухарей и перемещение втулки до посадки опорных сухарей на нижний кольцевой выступ. Поршневая полость с этого момента отсекается от трубного канала и уплотнительные элементы пакера фиксируются в распакерованном со- стоянии. После этого противовыбросовое оборудование закрывается, в межтрубном пространстве выше пакера создается требуемое давление. Контроль процесса опрессовки осуществляется по манометру, а контроль герметичности пакера – по поступлению или не поступлению жидкости по трубному каналу на устье скважины. После окончания опрессовки давле- ние в межтрубном пространстве сбрасывается, а в трубном канале создает- ся давление разрушения срезных элементов сухарей 20. Втулка, освобо- дившись от удерживаемых ее сухарей, перемещается по центральному каналу и попадает в ловильную корзину. Туда же падают опорные суха- ри. Радиальные каналы опять сообщаются с полостью центрального осе- вого канала. Толкатель и кольцевой поршень под действием пружины за- нимают исходное положение. Под действием внутренних сил уплотнитель- ные резиновые элементы также примут исходную форму, освобождая па- кер для перемещения в скважине. Для повторного применения пакера в трубный канал бурильных труб сбрасывается новая кольцевая втулка, оснащенная шаром и опорными сухарями. По достижении ею своего исходного положения в пакере описанный процесс опрессовки повто- ряется. Изготовитель: ОАО « Нефтебур» . 474 Рис. 11.30. Пакер типа ПГС-146 с гидродинамической стабилизацией конструкции ОАО « Татнефть» Пакеры типов ПД-Г-О-122-20 и ПД-Г-О-140-20 пред- назначены для защиты эксплуатационных колонн диа- метром 146 и 168 мм [49]: при поиске места негерметичности и его ликвидации путем закачки тампонирующих материалов; при проведении технологических операций поинтер- вального воздействия на призабойную зону пласта раз- личными химическими реагентами; при поинтервальной закачке жидкости (вода, рас- творы полимеров и др.) в нагнетательных скважинах с целью поддержания пластового давления. Рабочее давление пакеров – 20 МПа. Длина – 3200 мм. Масса, соответственно – 96 и 114 кг. Изготовитель: ОАО « Сарапульский машзавод» . Пакер термостойкий типа ПД-ГМШ-Т-140-30 пред- назначен для разобщения и защиты ствола скважины, обсаженной трубами диаметром 168 мм, от воздействия теплоносителя, закачиваемого в пласт при использовании тепловых методов интенсификации добычи нефти, в том числе в нагнетательных скважинах: теплового воздействия на пласт; импульсного дозированного теплового воздействия на пласт; импульсного дозированного теплового воздействия на пласт с паузой; термополимерного воздействия на пласт; в добывающих скважинах – теплового циклического воздействия на призабойную зону продуктивного пласта. Основные параметры пакера следующие: рабочее давление – 30 МПа; температура рабочей среды – до 260 °С; тип управления – гидравличе- ский; длина – 3000 мм; масса – 210 кг. Изготовитель: ОАО « Сарапульский машзавод» . Пакер с гидродинамической стабилизацией ПГС-146 (рис. 11.30) пред- назначен для применения в скважинах с обсадной колонной диаметром 146 мм в условиях температуры до 100 °С при исследовании методом поин- тервальных опрессовок, изоляции интервалов водопритока, отборе жидко- сти из скважины с отключением верхнего интервала, гидроразрыве и ки- слотной обработке продуктивных пластов. Пакер работает на насосно-компрессорных трубах диаметром 73 мм. Пакеровка осуществляется самоуплотнением. Максимальный перепад дав- ления – 20 МПа. Габаритные размеры пакера: длина – 900 мм; наружный диаметр 134 мм; масса 35 кг. Изготовитель: ОАО « Татнефть» . 11.4.2. ПАКЕР УСТЬЕВОЙ ТИПА ПУ Пакер устьевой типа ПУ (рис. 11.31) предназначен для проверки гер- метичности приустьевой части обсадной колонны совместно с противовыб- росовым оборудованием при бурении нефтяных и газовых скважин. Пакер 475 Рис. 11.31. Пакер устьевой типа ПУ: 1 – корпус; 2 – упор; 3 – манжета; 4 – шайба; 5 – стабилиза- тор; 6 – гайка состоит из корпуса 1, стабилизатора 5, манжеты 3, упора 2, двух гаек 6 и шайбы 4. Основные параметры устьевого пакера приведе- ны в табл. 11.24. Физико-механические показатели резины, применяемой для изготовления манжет Сопротивление разрыву, МПа, не менее.................... 15,7 Относительное удлинение, не менее .......................... 350 Остаточное удлинение, %, не более ............................ 20 Твердость по Шору, МПа .............................................. 7,5 Пакер спускают в скважину на бурильной ко- лонне до требуемой глубины и после закрытия пре- вентора, закачивая воду или иную рабочую жидкость, создают давление в затрубном пространстве. Трубное пространство оставляется открытым с целью пре- дотвращения гидроразрыва или других осложнений в случае негерметичности уплотнительной манжеты. Изготовитель: ОАО « Нефтебур» . Т а б л и ц а 11.24 Технические характеристики пакера устьевого типа ПУ Показатель ПУ 219 ПУ 245 ПУ 273 ПУ 299 ПУ 324 ПУ 340 Диаметр опрессовывае- мой обсадной трубы, мм 219 245 273 299 324 340 Глубина спуска пакера в обсадную колонну, м 50 Рабочее давление, удер- живаемое пакером, МПа 40 Замковая резьба корпуса по ГОСТ 50864–96 З-121 З-121 З-147 З-147 З-171 З-171 Габаритные размеры, мм: длина диаметр 925 192 925 217 930 246 930 272 980 296 980 312 Масса, кг, не более 63 77 102 113 156 165 11.5. ПАКЕРНО-ЯКОРНОЕ ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ ГИДРОРАЗРЫВА ПЛАСТОВ 11.5.1. ПАКЕРНОЕ ОБОРУДОВАНИЕ ТИПОВ ПРО-ЯМ-ЯГ, ПРО-ЯМ2-ЯГ, ПРО-ЯМ3-ЯГ, ПРО-ЯМО-ЯГ, ПРО-ЯМО2-ЯГ [30] Пакеры типов ПРО-ЯМ-ЯГ, ПРО-ЯМ2-ЯГ, ПРО-ЯМ3-ЯГ, ПРО-ЯМО-ЯГ и ПРО-ЯМО2-ЯГ предназначены для применения в скважинах при темпе- ратуре рабочей среды до 100 °С. По отдельному заказу могут быть изготов- лены для условий с температурой до 150 °С. Пакеры рассчитаны на пере- пад давления до 100 МПа [30]. Пакерующее устройство оснащено двумя резиновыми элементами из 476 Т а б л и ц а 11.25 Основные параметры пакеров типа ПРО конструкции НПФ « Пакер» при максимальном перепаде давления на пакер до 100 МПа и максимальной температуре рабочей среды до 100 °С [30] Показатель ЯМ3-ЯГ-88 ЯМ3-ЯГ-92 ЯМ3-ЯГ-100 ЯМ3-ЯГ-104 ЯМ-ЯГ-112 ЯМ-ЯГ-112 ЯМ-ЯГ-116 ЯМ-ЯГ-116 Диаметр колонны труб, мм 114 114 127 127 140 146 140 146 Толщина стенок колонны, мм 8,6–10,2 6,4–7,4 9,2–10,7 6,4–7,5 9–11 12 7–9 10–12 Наружный диаметр, мм 88 92 100 104 112 112 116 116 Диаметр проходного канала, мм 34 34 40 40 46 46 46 46 Нагрузка при пакеровке, кН, не менее 60 60 60 60 60 60 60 60 Длина пакера, мм, не более 1900 1900 2010 2010 2280 2280 2280 2280 Масса пакера, кг 50 51 60 61 85 85 87 87 П р о д о л ж е н и е т а б л . 11.25 Показатель ЯМ-ЯГ-118 ЯМ-ЯГ-118 ЯМ-ЯГ-122 ЯМ2-ЯГ-136 ЯМ2-ЯГ-142 ЯМО-ЯГ-112 ЯМО-ЯГ-112 Диаметр колонны труб, мм 140 146 146 168 168 140 146 Толщина стенок колонны, мм 7–8 9–11 7–9 10–12 7–9 9–11 12 Наружный диаметр, мм 118 118 122 136 142 112 112 Диаметр проходного канала, мм 46 46 46 59 59 46 46 Нагрузка при пакеровке, кН, не менее 60 60 60 70 70 60 60 Длина пакера, мм, не более 2280 2280 2280 2160 2160 2540 2540 Масса пакера, кг 90 90 92 118 123 87 87 П р о д о л ж е н и е т а б л . 11.25 Показатель ЯМО-ЯГ-116 ЯМО-ЯГ-116 ЯМО-ЯГ-118 ЯМО-ЯГ-118 ЯМО-ЯГ-122 ЯМО2-ЯГ-136 ЯМО2-ЯГ-142 Диаметр колонны труб, мм 146 140 146 140 146 168 168 Толщина стенок колонны, мм 7–9 10–12 7–8 9–11 7–9 10–12 7–9 Наружный диаметр, мм 116 116 118 118 122 136 142 Диаметр проходного канала, мм 46 46 46 46 46 59 59 Нагрузка при пакеровке, кН, не менее 60 60 60 60 60 70 70 Длина пакера, мм, не более 2540 2540 2540 2540 2540 2410 2410 Масса пакера, кг 89 89 92 92 94 128 134 477 специальной резиновой смеси. Нижнее заякоривающее устройство разме- щено под пакерующим устройством и предотвращает перемещение обору- дования вниз. Для удержания оборудования от перемещения вверх в ком- плект пакера входит верхнее заякоривающее устройство, которое приво- дится в действие после пакеровки скважины созданием внутритрубного избыточного давления. Пакеры типов ПРО-ЯМ-ЯГ, ПРО-ЯМ2-ЯГ и ПРО-ЯМ3-ЯГ устанавли- ваются в скважине вращением колонны труб вправо на 1/4 оборота с од- новременным перемещением вниз. Пакеры типов ПРО-ЯМО-ЯГ и ПРО- ЯМО2-ЯГ устанавливаются в скважине механическим способом, путем ма- нипуляции осевых перемещений колонны труб без вращения. Приводятся в транспортное положение все типы указанных пакеров натяжением колонны труб. Преимущества пакеров следующие: высокая надежность изоляции пласта при высоких перепадах давления на пакерующий элемент и температуры в скважине; отсутствие затекания резинового элемента позволяет использовать их многократно; легкая распакеровка скважины, без дополнительной растягивающей нагрузки; возможность установки пакеров типов ПРО-ЯМО-ЯГ и ПРО-ЯМО2-ЯГ без упора на забой в наклонных, горизонтальных, а также в глубоких скважинах без вращения колонны труб; отсутствие срезных шпилек; простота обслуживания. Пакеры могут применяться в нагнетательных скважинах, а также для проведения различных технологических операций. В состав комплекта пакера входит 10 сменных резиновых пакерующих элементов. Номенклатура пакеров и основные параметры приведены в табл. 11.25. Изготовитель: НПФ « Пакер» . 11.5.2. ПАКЕРЫ ПОВЫШЕННОЙ НАДЕЖНОСТИ С УПОРОМ НА ЗАБОЙ ТИПОВ ПРО, ПРВ, ПРО-Ш И ПРО-Ш-К Пакеры типов ПРО, ПРВ, ПРО-Ш и ПРО-Ш-К предназначены для ос- воения и эксплуатации нефтяных и газовых добывающих и нагнетатель- ных скважин, а также для проведения различных технологических опера- ций. Отличительные особенности указанных пакеров следующие: не имеют нижнего заякоривающего устройства и ими можно работать с упором на забой; пакеры типов ПРО-Ш и ПРО-Ш-К, в отличие от пакеров типа ПРО и ПРВ, снабжены шпонкой и обеспечивают передачу крутящего момента на колонну труб (или оборудования), установленного под пакером; в пакерах типов ПРО, ПРО-Ш и ПРО-Ш-К уплотнительные элементы выдерживают перепад давления двухстороннего действия до 100 МПа при температуре до 100 °С (по отдельному заказу изготавливаются на рабочую температуру до 150 °С); в пакерах типа ПРВ уплотнительный элемент выдерживает перепад 478 Т а б л и ц а 11.26 Технические характеристики пакеров повышенной надежности с упором на забой конструкции НПФ « Пакер» Показатель ПРО-112 ПРО-112 ПРО-118 ПРО-118 ПРО-136 ПРО-Ш-112 ПРО-Ш-112 ПРО-Ш-118 ПРО-Ш-118 ПРО-Ш-136 ПРВ-112 Диаметр колонны труб, мм 140 146 140 146 168 140 146 140 146 168 140 Толщина стенок ко- лонны, мм 7–11 9–12 7–8 7–11 7–12 7–11 9–12 7–8 7–11 7–12 9–11 Максимальный пе- репад давления на пакер, МПа 100 100 21 ? Максимальная тем- пература рабочей среды, °С 100 100 100 Наружный диаметр, мм 112 112 118 118 136 112 112 118 118 136 112 Диаметр проходного канала, мм 46–50 46–50 46–50 46–50 57–59 46–50 46–50 46–50 46–50 57–59 46–50 Нагрузка при паке- ровке, кН, не менее 50 50 50 50 60 50 50 50 50 60 50 Длина пакера, мм, не более 1180 1180 1180 1180 1250 1150 1150 1150 1150 1225 975 Масса пакера, кг 40 40 42 42 60 45 45 46 46 67 35 479 П р о д о л ж е н и е т а б л . 11.26 Показатель ПРВ-114 ПРВ-118 ПРВ-118 ПРВ-122 ПРВ-136 ПРВ-140 ПРВ-144 ПРО-Ш- К-112 ПРО-Ш- К-112 ПРО-Ш- К-118 ПРО-Ш- К-118 ПРО-Ш- К-136 Диаметр колон- ны труб, мм 140 140 146 146 168 168 168 140 146 140 146 168 Толщина стенок колонны, мм 8–10 7–8 9–11 7–9 11–12 8–10 7–9 7–11 9–12 7–8 7–11 7–12 21 ? 100 Максимальный перепад давления на пакер, МПа 21 ? 100 Максимальная температура ра- бочей среды, °С 100 100 100 Наружный диа- метр, мм 114 118 118 122 136 140 144 112 112 118 118 136 Диаметр проход- ного канала, мм 46–50 46–50 46–50 46–50 57–59 57–59 57–59 46–50 ?? 46–50 ?? 46–50 ?? 46–50 ?? 57–59 ?? Нагрузка при па- керовке, кН, не менее 50 50 50 50 60 60 60 50 50 50 50 60 Длина пакера, мм, не более 975 975 975 975 1040 1040 1040 1150 1150 1150 1150 1225 Масса пакера, кг 37 40 40 43 46 48 50 47 47 48 48 68 ? Перепад давления, направленный сверху вниз. ?? Без клапана. 480 давления, направленный снизу вверх – до 100 МПа, а направленный сверху вниз – до 21 МПа; в случае создания под пакером избыточного давления, если вес труб недостаточен для удержания пакера от перемещения вверх, под пакером необходимо установить гидравлический якорь, поставляемый отдельно; пакеры типа ПРО-Ш-К снабжены съемным клапаном, который в про- цессе пакеровки скважины изолирует подпакерную зону от надпакерной, а при распакеровке, а также при промывке скважины или спуско-подъемных операциях обеспечивает сообщение подпакерной зоны с надпакерной; при использовании в двухпакерном варианте совместно с пакером типа ПРО-Ш пакер типа ПРО-Ш-К устанавливают внизу под перфорированной трубой; пакеры типов ПРО, ПРО-Ш и ПРО-Ш-К могут быть использованы в комплекте с трубным пластоиспытателем; пакеры типа ПРВ рекомендуется использовать для нагнетания жидко- сти. |