Посадка пакера про ямо 122
Обновлено: 04.07.2024
Пакеры предназначены для уплотнения кольцевого пространства и разобщения отдельных горизонтов нефтяных и газовых скважин. Они работают в условиях воздействия высоких перепадов давлений (от 7 до 70 МПа), больших механических нагрузок (десятки кН) и в различных термических (от 40 до 100°С, а при тепловом воздействии на пласт до 400°С) и коррозионных средах. Поэтому конструкции пакеров должны обеспечивать эффективную и надежную работу в условиях эксплуатации.
Пакеры при эксплуатации устанавливаются обычно в обсаженной части скважины и спускают их на колонне подъемных труб. Уплотнение, прижимаемое к обсадной трубе, должно надежно разобщать части ствола скважины, находящиеся над и под уплотнителем.
Пакеры применяются:
- при освоении скважины для облегчения и ускорения очистки забоя путем продувки и промывки через фонтанные трубы;
- при всех технологических процессах на скважине и при ее эксплуатации для защиты обсадной колонны от химической коррозии и действия чрезмерно высокого давления жидкости и газа;
- при необходимости центровки колонны насосно-компрессорных труб и передачи части веса труб на обсадную колонну при подземных ремонтах скважин.
Головка 1 пакера предназначена для присоединения пакера с якорем. Она представляет трубу, имеющую в верхней части левую резьбу бурильных труб, служащую для соединения с якорем ЯПГ, в нижней части - муфтовую резьбу насосно-компрессорных труб для соединения со стволом 15 и наружную метрическую резьбу - для навинчивания опорного кольца 2. Наружная поверхность головки имеет кольцевые риски для извлечения пакера овершотом в случае прихвата его в скважине. Материал для изготовления применяется такой же, как и у бурильных труб.
Опорное кольцо служит для упора уплотнительного элемента 4 и обеспечивает ее деформацию при посадке пакера.
Ствол представляет собой отрезок насосно-компрессорной трубы. На него последовательно надеваются ограничительная втулка 3, ограничительный уплотнительный элемент 4, ограничительное кольцо 5, резиновый уплотнительный элемент 6, конус 7 и узел фонаря со шлипсами.
Рис.2.2. Общий вид механического пакера
Узел ограничителя предназначен для предотвращения проникновения резины основного уплотняющего элемента в кольцевой зазор между скважиной и опорным кольцом 2 при высоких перепадах давления жидкости. Между торцами ограничительной втулки 3 и ограничительного кольца 5 остается зазор, достаточный для заполнения кольцевого зазора при сжатии уплотнительного элемента и и в то же время для предупреждения его заклинивания.
Под действием веса колонны насосно-компрессорных труб резиновый элемент 6 сжимается между неподвижным ограничителем 5 и подвижным конусом 7.
Происходящее при этом увеличение диаметра резинового элемента создает уплотнение кольцевого пространства между обсадной колонной и подъемными трубами. Диаметр резиновой манжеты при свободном состоянии должен быть меньше внутреннего диаметра обсадной колонны примерно на 10-20 мм и не должен быть больше диаметра шаблона.
Основной уплотнительный элемент, как и ограничительный, изготавливается из резины марок 4004, 3826-С, которые допускают большую деформацию. Они рассчитаны на работу при температуре до 100 0 С, стойкие против разъедания агрессивными веществами, находящимися в скважине.
Подвижный конус является промежуточным элементом, предназначенным передавать сжимающие усилия от шлипсов на уплотнительные манжеты. Конусная форма этого элемента обеспечивает посадку пакера на определенной глубине ствола скважины при перемещении ствола вниз относительно неподвижного фонаря, конус надвигается на неподвижные шлипсы, раздвигает их до соприкосновения с обсадной колонной, и заклинивает.
Узел фонаря устроен следующим образом: в корпусе 12, представляющем цилиндрическую втулку, под углом 120° расположены глухие отверстия, в которых помещены цилиндрические пружины. Внизу корпуса размещена упорная втулка 9, вверху- оганичительный обруч 10, удерживающие от выпадения шлипсы 8. Наружный диаметр фонаря должен быть больше всех остальных деталей.
Штифт 13, ввернутый в корпус фонаря, при спуске пакера в скважину находится в фигурных пазах ствола 15 и, связывая ствол со шлипсами, предотвращает самопроизвольную пакеровку.
Спуск пакера в скважину до требуемой глубины производится на колонне бурильных или насосно-компрессорных труб. При вводе пакера в обсадную колонну, благодаря трению фонарь стремится отстать от общего движения спускаемой колонны, но этому препятствуют штифты, удерживающие фонарь за его корпус. При достижении пакером нужной глубины небольшим подъёмом колонны вверх (0,3 - 0,5 м) и поворотом труб на 1 - 1,5 оборота вправо штифт выводятся из фигурного паза. Фонарь при этом не вращается из-за трения шлицов об обсадную колонну. При дальнейшем спуске колонны труб конус надвигается на шлипсы, которые продолжают оставаться с фонарем на месте, раздвигает их. При этом шлипсы своими насечками врезаются в стенку обсадной колонны и препятствуют дальнейшему движению конуса вниз. Под действием веса колонны труб резиновый уплотнительный элемент 6 сжимается между неподвижным ограничителем 5 и подвижным конусом 7. Происходит деформация резинового элемента пакера и уплотнение кольцевого пространства между обсадной колонной и подъемными трубами.
Для перевода пакера в транспортное положение давление в подпакерном пространстве снимают. После этого колонну труб медленно приподнимают до полного снятия сжимающей нагрузки на пакер и распакеровки скважины. При этом штоки пакера перемещаются вверх относительно якорных устройств, уплотнительные элементы возвращаются в транспортное положение. Пакер принимает исходное положение.
Схема перемещения фиксатора.
Фиксатор перед спуском пакера в скважину устанавливается в положении I или II (см. схему).
В процессе спуска колонны труб, (при соблюдении условия H≥26 см), фиксатор будет находиться в положении I, а после навинчивания очередной трубы и обязательного, после этого, подъёма колонны труб на интервал H≥26 см, перейдёт в положение II. Затем, при спуске труб, фиксатор снова перейдёт в положение I и т. д. При этом втулка 34 вместе с фиксатором будет вращаться вправо и влево относительно штока на ¼ оборота при каждом перемещении штока вверх или вниз относительно корпусных деталей якорного устройства.
| Поз. | Наименование | Количество, шт |
| Муфта | ||
| Втулка | ||
| Пружина | ||
| Кожух | ||
| Упор | ||
| Плашка | ||
| Шток | ||
| Конус | ||
| Кожух | ||
| Кольцо | ||
| Кольцо | ||
| Шайба | ||
| Переходник | ||
| Шайба | ||
| Кожух | ||
| Пружина | ||
| Упор | ||
| Опора | ||
| 19А | Опора | |
| Конус | ||
| Элемент уплотнительный | ||
| Шток | ||
| Конус | ||
| Шток | ||
| Плашка | ||
| Пружина | ||
| Корпус | ||
| Пружина | ||
| Планка | ||
| Покрышка | ||
| Винт | ||
| Винт | ||
| Фиксатор | ||
| Втулка | ||
| Колпак | ||
| Кольцо | ||
| Опора | ||
| Винт | ||
| Колпачок защитный | - | |
| Колпачок защитный |
Рис. 1 Пакер ПРО-ЯДЖ-О-122.
Для установки пакера в заданном интервале колонну труб приподнимают на высоту H1 с соблюдением условия 10≤ H1 ≤ 20 см, т. е. колонну труб приподнимают не менее 10 см и не более 20 см, затем разгружают для пакеровки.
ВНИМАНИЕ: в зависимости от условий в скважине (деформация труб, кривизна ствола скважины), минимальное или максимальное значение перемещения колонны труб вверх может быть больше вышеуказанных значений и практически эту величину определяют опытным путём. Поэтому, если при первом перемещении труб вниз пакер не удаётся установить, то в дальнейшем колонну труб снова приподнимают на величину, превышающую прежнее значение H, например, при второй попытке высоту при подъёме труб H доводят до 15 см и снова проводят разгрузку колонны. В дальнейшем операция повторяется с постепенным увеличением значения H на 5-7 см. Допускается повторение всего процесса установки пакера, начиная с минимального значения H.
При перемещении нижней части колонны труб и штоков пакера относительно корпуса нижнего якорного устройства, с соблюдением условия 10см ≤ H1 ≤ 20 см (в среднем H1 = 15 см), фиксатор перемещается из положения I в положение III, затем, при разгрузке инструмента, переходит в положение IV.
При разгрузке инструмента, когда фиксатор перемещается в положение IV, штоки с уплотнительными элементами перемещаются вниз относительно корпусных деталей нижнего якоря. Конус, соприкасаясь с плашками, сжимая пружины, переместит плашки в радиальном направлении до зацепления со стенками обсадной колонны. Уплотнительные элементы, увеличиваясь до диаметра скважины, герметизируют подпакерную зону. При дальнейшем движении вниз штоков и определённом значении осевой сжимающей нагрузки, создаваемой весом НКТ, произойдёт срабатывание механизма регулятора нагрузки и заякоривание верхнего механического якоря.
Срабатывание механизма происходит в следующей последовательности. Нижний выступ штока, имеющий конусную поверхность, при движении штоков вниз переместит в радиальном направлении разрезной конус до соприкосновения с плашками верхнего механического якоря. Разрезной конус подпружинен определённым осевым усилием в кожухе через конический упор пружиной, состоящей из комплекта тарированных колец 11, 12 и регулировочной шайбы 13. При дальнейшем движении штоков вниз и рекомендуемой сжимающей осевой нагрузке на пакер, плашки, взаимодействуя с разрезным конусом, раздвигаются радиально и зацепляются со стенками обсадной колонны.
Примечание – при незначительной глубине установки пакера срабатывание верхнего якорного устройства отмечается на устье скважины кратковременным резким изменением показания индикатора веса.
После создания избыточного давления под пакером основное усилие на пакер, направленное снизу вверх, воспринимается плашками верхнего якорного устройства.
В таблице 3 приведена рекомендуемая оптимальная сжимающая нагрузка при пакеровке скважины в зависимости от планируемого перепада давления на пакер, действующего из подпакерного пространства снизу вверх.
Т а б л и ц а 3 – Рекомендуемая оптимальная сжимающая нагрузка ПРО-ЯДЖ-О-122:
| Перепад давления на пакер, действующий снизу вверх, МПа | Рекомендуемая сжимающая нагрузка на пакер, тонн, не менее |
| 10 (100 кгс/см 2 ) | |
| 20 (200 кгс/см 2 ) | |
| 30-35 (300-350 кгс/см 2 ) |
Допускается завышение сжимающей нагрузки дополнительно к рекомендуемой, представленной в таблице 2, с учётом потери веса труб на трение о стенки обсадной колонны.
При повторной установке пакера в скважине необходимо приподнять трубы, затем опустить их до планируемого интервала и снова провести пакеровку в вышеописанной последовательности.
При спуске, посадке и подъёме пакера подъёмное сооружение скважины должно быть оборудовано исправным индикатором веса. ЗАПРЕЩАЕТСЯ проталкивать пакер при спуске путём нагружения весом колонны труб, а также разружать вес колонны труб через пакер на забой.
При перерывах в спуско-подъёмных операциях затрубное пространство и внутренняя полость колонны НКТ должны быть закрыты с целью исключения попадания посторонних предметов.
Скорость при спуске и подъеме пакера в скважине не более 0,25 м/с, а при прохождении пакера или другого оборудования установленного ниже пакера через интервалы изменения внутренних диаметров эксплуатационной колонны скорость спуска и подъема пакера в скважине не более 0,1 м/с.
В случае опрессовки колонны НКТ на внутреннее давление, превышающее 10 МПа (100 кгс/см 2 ), установка клапанного устройства (седла) допускается только выше пакера.
Во избежание обрыва труб, при снятии пакера с места установки, давления в трубах НКТ и межтрубном пространстве должны быть выровнены, сила натяжения колонны НКТ должна повышаться плавно, без рывков. Подъём пакера начинать после возврата уплотнительных элементов в состояние, не мешающее подъему пакера.
Пакер с нижним механическим и верхним гидравлическим якорем механической (осевой или поворотной) установки ПРО-ЯМО2-ЯГ1(М)-122
- пакер механический, осевой установки, совмещенный с гидравлическим якорем.
Пакер обеспечивает герметизацию эксплуатационной колонны при перепаде давления на него до 100 МПа и применяется в скважинах с максимальной температурой рабочей среды до плюс 100 °С.
По отдельному заказу пакер изготовляется в термостойком исполнении (температура рабочей среды до плюс 150 ˚С).
Пример структуры обозначения пакера на рабочую температуру до 150˚С:
Посадка пакера проводится гидравлическим путем с использованием срезного клапана или приемного клапана. Из посадочного ниппеля при помощи инструментов канатной техники извлекается предохранительная гильза. [1]
Посадка пакера осуществляется гидравлическим способом при подаче давления в подъемные трубы. После среза винтов 14 плашкодержатель / / перемещает плашки 10 вверх на конус 9, в результате чего происходят заяко-ривание плашек и герметизация кольцевого пространства манжетами 7 под действием веса подъемных труб. В результате пласт разобщается от за-трубного пространства. [2]
Посадка пакера осуществляется гидравлическим способом. [3]
Посадка пакера осуществляется гидравлическим путем. При посадке пакера используется либо срезной клапан, либо приемный клапан, который сбрасывается с устья или устанавливается в посадочном ниппеле инструментами канатной техники. [4]
Посадка пакера осуществляется при подаче в колонну насосных труб жидкости под давлением. Предварительно на седло вбрасывается шар. Давление в полости Б нижнего гидроцилиндра перемещает поршень, который через плашкодержатель заставляет плашки надвинутся на конус, раздвигаясь радиально, и заякориться за стенку эксплуатационной колонны. Шлипсы, перемещаясь по насечкам штока при движении вниз, препятствуют его возвращению в первоначальное положение. При дальнейшем повышении давления жидкость через отверстие А попадает в цилиндр. При этом срезаются винты и цилиндр перемещает вниз плашкодержатель и плашки, которые надвигаются на конус и заякоряются на эксплуатационной колонне. При этом срезаются винты, плашкодержатель освобождается от цилиндра и фиксируется шлипсами на стволе. [6]
Посадка пакера осуществляется с помощью гидравлики. Глубина посадки пакера в скважине не ограничивается. Для аварийного отсоединения колонны НКТ от пакера предусмотрен переводник с левой резьбой. [7]
Посадка пакера основана на расширении с помощью конуса, приводимого в действие гидроцилиндром, и металлического патрубка с надетыми на него эластичными уплотнительны-ми элементами. Плотное прижатие угоютнительных элементов к стенкам обсадной колонны обеспечивает герметичность пакера и его фиксацию в обсадной колонне. Для его извлечения разработан инструмент, в котором имеется нож, работающий от действия веса труб, и ловитель, залавливающий за нижний торец пакера-гильзы. [9]
Посадка пакера осуществляется гидравлическим путем. [10]
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 эксплуатационной колонны обеспечивается неподвижность корпуса фонаря и плашек. Палец при повороте скользит по фигурному пазу и опускается вниз совместно со стволом. 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 при подъеме 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, вследствие чего пакер можно посадить повторно без извлечения из скважины. [11]
Посадка пакера осуществляется гидравлическим способом при подаче давления в подъемные трубы. После среза винтов 14 плашкодержатель 11 перемещает плашки 10 вверх на конус 9, в результате чего происходят заякоривание плашек и герметизация кольцевого пространства манжетами 7 под действием веса подъемных труб. В результате пласт разобщается от затрубного пространства. [12]
Посадка пакера осуществляется при подаче жидкости под давлением в колонну подъемных труб. Предварительно в пакер сбрасывается шар. [13]
Посадку пакера механического действия проверяют опрессовкой за-трубного пространства скважины на соответствующее давление в течение 10 мин при открытой колонне второго ряда труб. [15]
Пакеры механические повышенной надежности
Пакеры механические повышенной надежности типов ПРО-ЯМ, ПРО-ЯМ2, ПРО-ЯМЗ, ПРО-ЯМО и ПРО-ЯМО2 предназначены для длительного разобщения и изоляции эксплуатационной колонны от воздействия скважинной среды ниже и выше лежащих пластов, а также при проведении различных технологических операций при температуре в скважине до +100 °С. По отдельному заказу пакеры могут быть изготовлены на рабочую температуру в скважине до 150 °С.
Отличительные особенности конструкции пакеров следующие:
- оснащение двумя резиновыми пакерующими элементами;
- заякоривающее устройство пакеров размещено под резиновыми пакерующими элементами для предотвращения перемещения пакера вниз;
- для предотвращения перемещения пакера вверх при использовании в нагнетательных скважинах и недостаточном весе труб для его удержания, предусмотрена установка над пакером удерживающего гидравлического якоря;
- пакеры типов ПРО-ЯМ, ПРО-ЯМ2 и ПРО-ЯМЗ устанавливаются в скважине путем вращения колонны труб вправо на 1/4 оборота с одновременным перемещением вниз;
- пакеры типов ПРО-ЯМО, ПРО-ЯМО2 устанавливаются в скважине механически, путем манипуляций осевых перемещений колонны труб без вращения;
- все пакеры приводятся в транспортное положение путем натяжения колонны труб.
Пакеры механические типа ПРО обладают следующими преимуществами:
- высокая надежность изоляции пласта при длительной эксплуатации и высоких перепадах давления на пакер;
- отсутствие затекания резинового уплотнительного элемента позволяет увеличить наработку на отказ в 10 — 20 раз по сравнению с серийными пакерами;
- герметичное перекрытие кольцевого пространства при широком диапазоне внутреннего диаметра колонны труб в наклонных, горизонтальных и в глубоких скважинах без вращения труб;
- возможность создания импульсного воздействия на пласт при высокой депрессии;
- снижение осевой растягивающей нагрузки при распакеровке после длительной эксплуатации.
Технические характеристики механических пакеров типов ПРО-ЯМО и ПРО-ЯМО2
Номенклатура и основные параметры пакеров типа ПРО-ЯМО приведены в табл. 11.27.
Таблица 11.27.Технические характеристики механических пакеров типов ПРО-ЯМО и ПРО-ЯМО2 при максимальном перепаде давления на пакер до 100 МПа и максимальной температуре рабочей среды до 100 °С
Читайте также: