Пакера, Видобуток нафти та газу

нафту, газ, видобуток нафти, буріння, переробка нафти

Архів теги: пакера

РІВНЯЛЬНИЙ КЛАПАН ПАКЕРА

При застосуванні двопакерного компонування ІПТ при селективному випробуванні пластів нижній пакер встановлюється зрівняльний клапан, призначений для забезпечення перетікання бурового розчину через шток нижнього пакера при спуску ІПТ в свердловину і закриття прохідного каналу пакера при установці його в нижньому положенні.

Зрівняльний клапан (рис. 11.15) має запірну голку 2, встановлену у верхньому перехіднику 1 серійного пакера ПЦ-146 або ПГЦ-146.

Сідлом зрівняльного клапана служить шток 3 пакера, який при деформації гумової гільзи входить голка клапана. У компонуванні ІПТ за технологією селективного випробування пласта нижній пакер встановлюється за допомогою приєднувальної муфти, що підвищує надійність пакерування і підвищує надійність.

11.4.1. ПАКЕР ДЛЯ ВИПРОБУВАННЯ ОБСАДНИХ КОЛОН

Пакер(рис. 11.29) дозволяє проводити випробування обсадних колон на герметичність на будь-якій глибині. Пакер складається з корпусу, до складу якого входять ствол 2 з центральним осьовим каналом19і різьбленням зам-

Мал. 11.29. Пакер для випробування обсадних колон:

1- різьблення замкове; 2 - стовбур;3, 4 -виступи кільцеві; 5 - клапанна втулка;6- поршень кільцевий; 7 - кожух;8- штовхач; 9 - конус розпірний;10- набір ущільнювальних елементів;11- кошик ловильний;12- опора нижня;13- пружина;14- кільце ущільнювальне;15- канал радіальний;16- канал перепускний;17 -куля;18 -елемент зрізний;19 -канал осьовий;20, 21 -сухарі опорні

ковий1для з'єднання з колоною бурильних труб, кожуха 7, нижньої опори12з ловильним кошиком11.У верхній частині корпусу в кільцевій порожнині, утвореної кожухом і стволом і повідомленої з центральним осьовим каналом радіальними каналами15,поміщений кільцевий поршень6.Нижче поршня на стовбурі послідовно встановлені штовхач8,розпірний конус9та набір ущільнювальних елементів10,упираються в ниж-

ну опору. Пружина13встановлена ​​між буртом кожуха 7 і буртом штовхача8для стиснення останнього вгору до поршня. На внутрішній поверхні центрального осьового каналу вище радіальних каналів виконані два кільцеві виступи3, 4,причому верхній виступ виконаний великим діаметром. Виступи3 і 4є сідлами під опорні сухарі20,21,закріплені за допомогою зрізних елементів18.Зрізні елементи, що кріплять сухарі21,розраховані на менше зусилля спрацьовування, ніж елементи, що кріплять сухарі20.Опорні сухарі закріплені на втулці 5, є клапанним вузлом пакера. У вихідному положенні втулка пакера 5 підвішена сухарями більшого діаметру на сідлі корпусу, а після їх зрізання сухарями меншого діаметру на сідлі, після чого відбувається роз'єднання осьового і радіального каналів. На зовнішній поверхні втулки виконані перепускні канали у вигляді пазів16для повідомлення (у вихідному положенні клапанної втулки) порожнини трубного каналу з поршневою порожниною. У внутрішньому каналі втулки, у верхній частині розміщений кульковий зворотний клапан. Рух кулі17вниз обмежений сідлом, вгору - опорними сухарями20.Кожух 7, поршень6,клапанна втулка 5 забезпечені ущільнювальними елементами14.

Пакер працює в такий спосіб. Пакерспускається в обсаджену свердловину на колоні бурильних труб. При цьому зворотний клапан втулки не перешкоджає заповненню інструменту, що спускається промивною рідиною, що знаходиться в свердловині. Після досягнення необхідної глибини насосним агрегатом у трубному каналі створюється надлишковий тиск для деформації набору ущільнювальних елементів і роз'єднання зон затрубного простору, розташованих вище і нижче пакера, промивна рідина при цьому надходить у поршневу порожнину пакера по перепускним каналам втулки.

Після досягнення певного тиску, який перевищує тиск спрацьовування пакера, відбувається руйнування зрізних елементів сухарів та переміщення втулки до посадки опорних сухарів на нижній кільцевий виступ. З цього моменту поршнева порожнина відсікається від трубного каналу і ущільнювальні елементи пакера фіксуються в розпакерованому стані. Після цього противикидове обладнання закривається, у міжтрубному просторі вище за пакер створюється необхідний тиск. Контроль процесу опресування здійснюється за манометром, а контроль герметичності пакера - надходження або не надходження рідини трубним каналом на гирлі свердловини. Після закінчення опресування тиск у міжтрубному просторі скидається, а в трубному каналі створюється тиск руйнування зрізних елементів сухарів20.Втулка, звільнившись від сухарів, що утримуються, переміщається по центральному каналу і потрапляє в ловильну корзину. Туди ж падають опорні сухарі. Радіальні канали знову повідомляються із порожниною центрального осьового каналу. Толкач і кільцевий поршень під дією пружини займають вихідне положення. Під дією внутрішніх сил ущільнювальні гумові елементи також набудуть вихідної форми, звільняючи пакер для переміщення в свердловині. Для повторногозастосування пакера в трубний канал бурильних труб скидається нова кільцева втулка, оснащена кулею та опорними сухарями. Після досягнення нею свого вихідного положення в пакері описаний процес опресування повторюється.

Виробник: ВАТ «Нафтобур».

Мал. 11.30. Пакер типу ПГС-146 з гідродинамічною стабілізацією конструкції ВАТ «Татнафта»

Пакери типів ПД-Г-О-122-20 та ПД-Г-О-140-20 призначені для захисту експлуатаційних колон діаметром 146 è 168 ìì [49]:

при пошуку місця негерметичності та його ліквідації шляхом закачування матеріалів, що тампонують;

під час проведення технологічних операцій поинтер-вального на привибійну зону пласта різними хімічними реагентами;

при поінтервальному закачуванні рідини (вода, розчини полімерів та ін) у нагнітальних свердловинах з метою підтримання пластового тиску.

Робочий тиск пакерів – 20 МПа. Довжина – 3200 мм. Маса, відповідно - 96 і 6114 кг.

Виробник: ВАТ «Сарапульський машзавод». методів інтенсифікації видобутку нафти, у тому числі у нагнітальних свердловинах: теплового впливу на пласт;

імпульсного дозованого теплового впливу на пласт; імпульсної дозованої теплової дії на пласт з паузою; термополімерного впливу на пласт;

у видобувних свердловинах - теплового циклічного на привибійну зону продуктивного пласта.

Основні параметри пакера такі: робочий тиск – 30 МПа; температура робочого середовища - до 260 ° С; тип керування - гідравлічеêêé; äëèíà —3000 ìì; ìàññà — 210 êã.

Виробник: ВАТ «Сарапульський машзавод».

Пакер з гідродинамічною стабілізацією ПГС-146 (рис. 11.30) призначений для застосування в свердловинах з обсадною колоною діаметром 146 мм в умовах температури до 100 °С при дослідженні методом поінтервальних опресовок, ізоляції інтервалів водопритоку, відборі рідини зі свердловини , гідророзрив і кислотної обробки продуктивних пластів.

Пакер працює на насосно-компресорних трубах діаметром 73 мм. Пакерування здійснюється самоущільненням. Максимальний перепад тиску – 20 МПа. Габаритні розміри пакеру: довжина – 900 мм; зовнішній діаметр 134 мм; вага 35 кг.

Виробник: ВАТ «Татнафта».

11.1.19. КОМПЛЕКС ТЕХНІЧНИХ ЗАСОБІВ ТИПУ КРР-146

Комплекс типу КРР-146 (для регульованого роз'єднання пластів) призначений для проведення наступних операцій:

високотехнологічного манжетного цементування горизонтальної свердловини з використанням прохідної (нерозбурюваної) цементувальної муфти та гідравлічного прохідного пакеру (горизонтальна ділянка свердловини не цементується);

герметичного роз'єднання заколонного простору горизонтальної частини свердловини прохідними гідравлічними пакерами, що заповнюються матеріалом, що твердіє;

Мал. 11.19. Пакер для ліквідації поглинання конструкції ВАТ НВО «Бурова техніка»:

а - у транспортному положенні;б -у робочому положенні;1 -перекладач; 2 - стовбур;3,5- ущільнювальні елементи;4 -упор;6 -вузол якірний; 7 - гідроциліндр;8 -кран сферичний; 9 - отвір радіальний

Мал. 11.20. Комплекс технічних засобів типу КРР-146 (для регульованого роз'єднання)пластів):

1- кондуктор; 2 - проміжна колона;3- експлуатаційна колона діаметром 146 мм;4- центратори жорсткі ЦПЖ-195 та ЦСЖ-195; 5 - прохідна муфта цементування типу МЦП-146 або МГСЦ-146;6- пакер прохідний гідравлічний типу ППГУ-146 або ПГПМ1.146; 7 - свердловинний керований клапан КРР.146.03;8- фільтр свердловинний керований КРР 146.02; 9 - пакер ПГМП1 146-2 або пакер КРР 146.01;10- зворотний клапан СТРУМ-146;11- фіксатор МЦП-220;12- доливний пристрій ДУ-146;13— черевик ÁÎÊ-146

розміщення між пакерами механічно керованих - колонних фільтрів і клапанів, що відкриваються і закриваються, що дозволяє поетапно вводити в експлуатацію різні ділянки горизонтальної частини свердловини або повністю їх ізолювати;

з регулювання (відкриття - закриття) колонних фільтрів і клапанів в процесі експлуатації свердловини за допомогою багатофункціонального внутрішньоколонного керуючого інструменту, що спускається на насосно-компресорних трубах (НКТ) і гідравлічними і механічними операціями, що приводиться в дію.

Загальний вигляд комплексу типу КРР-146 зображено на рис. 11.20.

Технічна характеристика комплексу технічних засобів типу КРР-146

Довжина рукавного ущільнювального елемента пакера, мм, не менше 3000

Об'єм смоли, що заправляється в пакер, л, не більше 18

Довжина фільтруючого елемента колонного фільтра, мм, не менше *** ………………………………………………………………………… 3000

Довжина в робочому положенні, мм, не більше:

Довжина в транспортному положенні, мм, не більше:

---