Пакер ПВМ-ЯГ-122-500 и сравнение его с другими модификациями пакеров

Размещено на http://www.allbest.ru

Размещено на http://www.allbest.ru

Содержание

Введение

1. Назначение, область применения, классификация пакеров

1.1 Назначение и область применения пакеров

1.2 Классификация пакеров

2 . Устройство и принцип действия пакера ПВМ-122-500

3 . Расчет пакера с механическим управлением

4 . Якорь ЯГ-122-500

4.1 Назначение якоря

4.2 Устройство якоря

4.3 Принцип работы якоря

5 . Гидравлический пакер

5.1 Особенности гидравлического пакера

5.2 Устройство пакера

5.3 Принцип действия

6. Комплект пакера ППГО

6.1 Назначение и техническая характеристика пакера

6.2 Устройство пакера ППГО

6.3 Устройство толкателя

6.4 Устройство ловителя

7. Правила эксплуатации пакера

7.1 Подготовка к работе и спуск в скважину

7.2 Снятие пакера с места установки и подъём его из скважины

Список использованной литературы

Введение

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 (до десятки кН) и в различных термических (от 40°С 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.

Условное обозначение пакеров включает: буквенную чать, состоящую из обозначения типа пакера (ПВ, ПН, ПД), способа посадки и освобождения пакера (Г, М, ГМ) и наличие якоря устройства (буква Я), первая цифра после обозначения типа пакера - число проходов, цифра перед буквами - номер модели; первое число после букв - наружний диаметр пакера; ворое - рабочее давление.

В данной курсовой работе описывается пакер ПВМ-ЯГ-122-500 и сравнение его с другими модификациями пакеров, а также приводится расчет при проведении ГРП.

1 . Назначение, область применения, классификация пакеров

1.1 Назначение и область применения пакеров

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 (до десятки кН) и в различных термических (от 40°С 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 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.

Совершенно необходим пакер в скважине, одновременно - раздельно эксплуатирующей два продуктивных горизонта.

Функциональное назначение пакера и его элементов:

- разобщение ствола скважины;

- восприятие осевых усилий;

- управление элементами пакера при его спуске в скважину и при установке или съеме пакера;

- выполнение некоторых технолгических функций, например, у пакеров-отсектелей.

Все это обуславливает структурную схему пакера, которая включает следующие составные части: уплотняющие элементы, опору пакера,систему управления пакером, технологические устройства.

1.2 Классификация пакеров

В основу классификации положено два вида признаков. Первый из них раскрывает конструктивные особенности, принцип действия пакеров, показывает их потенциальные возможности, второй признак характеризует внешние особенности, общие для многих пакеров (таблица 1).

Таблица 1 - Классификация пакеров

Пакеры	По конструктивным схемам и принципу действия
	СВ	СУ	НД
	Р	Ф	Р	Р	М
Внешние признаки	И	Т	М	1	+				+
				2	+			+
			ГМ	2		+	+	+
			Г	3			+		+
	С	Т	М	3	+			+	+
			Г	2			+		+
				3		+		+
			МГ	2		+	+		+
	Р	Т	Г	2	+			+
				3		+	+	+
			ГМ	2	+	+		+
		К	Г	3			+		+
			Х	3	+				+
			П	3			+		+

По конструктивным схемам пакеры разделены на следующие типы:

- СВ - пакеры, в которых сжатие уплотнительных элементов происходит под действием внешних сил;

- СУ - пакеры сжатия, работающие под действием упругих сил;

- НД - надувные пакеры.

К типу СВ отнесены пакеры, герметизация кольцевого зазора которых осуществляется вследствие осевого сжатия уплотнительного элемента, представляющего собой набор втулок. Элемент (рис. 1, а), выполненный из резины, иногда с армировкой тканевым или металлическим кордом, рассчитан на работу при температуре до 100°С. Элемент (рис. 1, б) изготовлен из прорезиненного или прографиченного асбеста и предназначен для работы в среде с температурой до 300...400°С.

а и б - элемент, расширяющийся при воздействие осевой нагрузки; в - элемент, расширяющийся при создании избыточного давления внутри; г - самоуплотняющийся

Рисунок 1 - Схемы уплотняющих элементов пакеров

Отличительной особенностью пакеров СУ является то, что диаметр их уплотнительного элемента в свободном состоянии превышает диаметр перекрываемой скважины. Прижатие к трубам происходит после смещения предохранительного кожуха (при закрытом варианте спуска).

К надувным пакерам НД отнесены те, герметизирующий элемент которых представляет собой оболочку, закрепленную на корпусе или выполненную заодно с ним и прижимаемую к стенкам скважины за счет действия избыточного давления закачиваемой или находящейся в скважине жидкости, а также давления газов, образующихся при взрыве заряда взрывчатых веществ.

В зависимости от того, из какого материала изготовлен уплотнительный элемент, каждый тип пакера разделен на классы:

- Р - резиновые;

- М - металлические;

- Ф - фторопластовые.

При классификации учтены следующие внешние признаки:

1) способ спуска в скважину:

- Т - на трубах;

- К - на кабеле (тросе);

2) способ снятия с места установки:

- И - извлекаемые;

- С - съемные;

- Р - разбуриваемые;

3) способ создания нагрузки на уплотнительный элемент, который отражается в названии пакера. При этом сначала учитывается способ образования опоры, затем способ деформации уплотнительного элемента.

По способу создания нагрузки на уплотнительные элементы пакеры подразделяются на следующие типы:

- М - механические пакеры, у которых деформация уплотнительного элемента осуществляется за счет механической нагрузки;

- ГМ - гидромеханические пакеры, у которых шлипсовый узел, обеспечивающий опору пакера на стенку скважины, приводится в рабочее положение путем повышения давления жидкости в колонне труб, а деформация уплотнительного элемента происходит под действием механической нагрузки, например, веса труб;

- МГ - механико-гидравлические пакеры, у которых шлипсовый узел занимает рабочее положение под действием механической нагрузки, а деформация уплотнительного элемента осуществляется под действием гидравлических сил в трубах;

- Г - гидравлические пакеры, характерной особенностью которых является то, что давление жидкости используется для прижатия уплотнительного элемента к стенкам скважины, а иногда и для приведения в рабочее положение упора на стенку скважины;

- Х - химические пакеры, у которых прижатие уплотнительного элемента к стенкам скважины осуществляется за счет энергии, выделяющейся в результате химической реакции;

- П - пневматические пакеры, у которых уплотнительный элемент к стенкам скважины прижимается в результате использования энергии сжатого воздуха.

По типу упора пакеры подразделяются на:

- 1 - пакеры с опорой на забой через хвостовик;

- 2 - пакеры с опорой на стенку скважины посредством шлипсового узла;

- 3 - пакеры без опоры на забой и стенку скважины.

Таким образом, приведенная классификация позволяет судить о принципе действия пакера, его конструктивных и технологических особенностях.

Наибольшее применение в промышленности нашли механические пакеры. Они просты в конструкции и имеют высокую надежность в работе.

2. Устройство и принцип действия пакера ПВМ-122-500

Пакер включает следующие элементы (рисунок 2): 1 - головка; 2 - опорное кольцо; 3 - ограничительная втулка; 4 - ограничительный уплотнительный элемент; 5 - ограничительное кольцо; 6 - уплотнительный элемент; 7 - конус; узел фонаря в свою очередь состоит из элементов: 8 - шлипсы; 9 - упорная втулка; 10 - ограничительный обруч; 11 - пружина; 12 - корпус фонаря; 13 - штифт; 14 - фигурный паз в корпусе фонаря; 15 - ствол.

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.

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 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.

1 - головка; 2 - опорное кольцо; 3 - ограничительная втулка; 4 - ограничительный уплотнительный элемент; 5 - ограничительное кольцо; 6 - уплотнительный элемент; 7 - конус; 8 - шлипсы; 9 - упорная втулка; 10 - ограничительный обруч; 11 - пружина; 12 - корпус фонаря; 13 - штифт; 14 - фигурный паз в корпусе фонаря; 15 - ствол.

Рисунок 2 - Общий вид механического пакера

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°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.

Пакер извлекаемый механический шлипсовый применяется при добыче нефти и газа, при текущем и капитальнм ремонте скважин, при всех технологических процессах, проводимых на скважинах, в том числе при гидравлическом разрыве пласта. Конструкция пакера разработана ОКБ по бесштанговым насосам и имеет техническую характеристику, приведенную в таблице 2.

Изготовление, приемка и поставка пакера производиться по ТУ26-02-283-80 Сарапульским машиностроительным заводом (респ. Удмуртия).

Таблица 2 - Техническая характеристика пакера ПВМ-122-500

Основные параметры	Значения
1	2
1. Наибольший диаметр пакера, мм.	122
2. Максимальное осевое усилие, кН: - при посадке пакера - при освобождении пакера	150 80
3. Перепад давления, воспринимаемый пакером, МПа, не более	50
4. Диаметр проходного отверстия, мм, не менее	48
5. Внутренний диаметр обсадной колонны, мм.	130
6. Длина, мм, не более	870
7. Масса, кг, не более	27
8. Установленная безотказная наработка, ч, не менее	12000
9. Полный средний срок службы, год, не менее	3,5
10. Полный установленный срок службы, год, не менее	2,1
11. Объемная доля содержания механических примесей, %, не более	0,5
12. Содержание сероводорода в свободном газе по объему, %, не более.	0,1

3. Расчет пакера с механическим управлением

Произведем расчет устойчивости и уплотнения межтрубного пространства механическим пакером при ГРП и дадим заключение о необходимости применения якоря для следующих условий: глубина скважины L = 1450 м; давление на устье при ГРП Р_у = 48МПа. Наружный диаметр обсадной колонны d_ок =0,13м; с_ст = 7850кг/м³; Е_ст = 2,1·10¹¹Па. Плотность жидкости разрыва с_ж= 1000 кг/м³. Наружный диметр манжеты 0,117м; в= 0,7⁰, б= 15⁰; коэффициент трения 0,82. Коэффициент Пуассона резиновой манжеты м= 0,485, модуль упругости резины Е_у = 188·10⁵Па Коэффициент устойчивости пакеровки к = 1,25. Количество плашек пакера n = 6; диаметр плашек d_пл = 0,030м. Диаметр НКТ d_НКТ =48мм. Для начала рассчитаем необходимую величину подъема колоны НКТ для посадки пакера.

а) Расчет необходимой нагрузки Q₁ [3]:

Q₁ Н, (1)

где D = 0,116 - внутренний диаметр обсадной колонны, м.

б) Расчет нагрузки от массы всей колонны НКТ Q₂ [3]:

Q₂ = q·L·g = 4,4·1450·9,8 = 62524Н, (2)

где g = 4,4 - масса 1м колонны НКТ, кг.

Так как условие устойчивости пакера не соблюдается, требуется установка якоря [3]:

Q₁·к < Q₂; (3)

2199742·1,25< 62524Н.

в) Определение давления внутри якоря Р₁ [3]:

Р₁ = Р + с_ж· g·L = 48·10⁶ + 1000·9,8·1450 = 7642·10⁴Па; (4)

г) Радиальное усилие на шлицы якоря от внутреннего давления жидкости R_я [3]:

R_я = 0,785 ·dпл² ·Р₁· n= 3,14·0,03²·7642·10⁴·6 = 1295777Н; (5)

д) Осевое усилие создаваемое якорем Т_я [3]:

Т_я = R_я·0,82 = 1295777·0,82 = 1062537Н; (6)

е) Осевое усилие создаваемое пакером Т_п [3]:

Т_п = Q₂ t = 14411Н; (7)

ж) Осевое усилие создаваемое пакером и якорем Т [3]:

Т = Т_п + Т_я = 14411 + 1062537 = 1076948Н; (8)

з) Осевое усилие возникающее под пакером Р₂ [3]:

Р₂ = = = 507022Н; (9)

Следовательно Т = 1076948Н > 633777 = Р₂·к - условие устойчивости выполняется.

и) Высота подъема колонны д [3]:

дм; (10)

к) Расчет уплотнения межтрубного пространства [3]:

м; (11)

где d = 0,114 - наружный диаметр уплотнительной манжеты, м.

л) Условие уплотнения межтрубного пространства запишется [3]:

> D - d_НКТ; (12)

0,01 > 0,002 = 0,116 - 0,114.

Следовательно, уплотнения межтрубного пространства выполняется. И пакер при проведении ГРП обязательно должен монтироваться в скважине вместе с якорем.

4. Якорь ЯГ - 122 - 500

4.1 Назначение якоря

Якорь предназначен для восприятия осевого усилия, возникающего при нагнетании в скважину жидкости под давлением при производстве гидравлического разрыва нефтяного пласта и других работах. Якорь дублирует работу плашкового (шлицевого) захвата и повышает надежность осевого закрепления пакера.

Якорь ЯГ-122-500 - плашковый гидравлический, спускается в обсадную колонну с условным диаметром 122 мм, рассчитан на перепад давлений 50 МПа.

4.2 Устройство якоря

Якорь состоит (рис. 3) из корпуса 1, плашек 2, уплотнительных колец 3, планок 4, пружин 5, патрубка 6 с присоединительной муфтой 7. Корпус имеет сквозные отверстия - гнезда под плашки. Плашки от выпадения удерживаются с наружной стороны утопленными планками (шпонками), которые в свою очередь прихватываются винтами к корпусу. С внутренней стороны плашки удерживаются буртом корпуса.

4.3 Принцип работы якоря

Якорь плашковый гидравличсеского типа применяется только в сборе с пакером. После спуска оборудования на необходимую глубину для сжатия уплотнителей пакера и упора их в стенку, как известно, подается под давлением жидкость. Давление жидкости через отверстия в корпусе одновременно передается на плашки. Плашки, перемещаясь до соприкосновения с внутренней стенкой осадной колонны, при дальнейшем увеличении давления своими зубьями врезаются в обсадную колонну и удерживают всю систему от перемещения вверх.

Разборка якоря начинается с отсоединения от корпуса присоединительных патрубков. После чего снимаются утопленные планки (плашки), предварительно отвернув винты, удерживающие плашки. Затем вынимаются плашки. Сборка якоря производится в обратном порядке.

1-корпус; 2-плашки; 3-уплотнительное кольцо; 4-уплотнительные планки; 5-пружина; 6-патрубок; 7-муфта гладких насосно-компрессорных труб

Рисунок 3 - Якорь гидравлический ЯГ - 122 - 500

5. Гидравлический пакер

5.1 Особенности гидравлического пакера

пакер нефтяная газовая скважина

Характерной особенностью гидравлических пакеров является то, что давление жидкости используется для прижатия уплотнительного элемента к обсадной колонне. Главным преимуществом гидравлических пакеров по отношению к механическим пакерам является способность функционировать при больших перепадах давлений жидкости. Это связано с особенностью их работы. Более того, чем больше перепад давления жидкости, тем сильнее прижимается уплотнительный элемент к обсадной колонне.

Пакер извлекаемый гидравлический с клапаном ПИГК 146-500, изначально был разработан СКБ по бесштанговым насосам для гидравлического разрыва пласта при перепаде давлений до 50 МПа.

По технической характеристике пакер ПИГК 146-500 отличается от механического пакера ПВМ-122-500 только лишь способом управления работой пакера: вместо механического - гидравлический.

Длина пакера - 980 мм, масса - 38 кг.

5.2 Устройство пакера

Пакер типа ПИГК (рис. 3) состоит из головки 1, опорного кольца 2, верхней манжеты 3, ограничительной втулки 4, штока 5,уплотнительной манжеты 6, толкателя 7, седла гидравлической манжеты 8, центратора 9, узла клапана, состоящего из хвостовика 10, пружины 11, клетки 12, упора 13 и клапана 14.



1-головка; 2-опорное кольцо; 3-ограничительная манжета; 4-ограничительная втулка; 5-ствол; 6-основная уплотнительная манжета; 7-толкатель; 8-седло гидравлической манжеты; 9-центратор; 10-хвостовик; 11-пружина; 12-клетка; 13-упор; 14-клапан

Рисунок 4 - Конструктивная схема гидравлического пакера

5.3 Принцип действия

Перед спуском в скважину пакер типа ПИГК свинчивается с якорем соответствующего типо-размера, который воспринимает осевое усилие от пакера, возникающее в процессе нагнетания жидкости в скважину под давлением.

Пакер с присоединенным к нему якорем спускается на колонне насосно-компрессорных труб. После спуска пакера на необходимую глубину в колонну насосно-компрессорных труб производится подача жидкости для гидроразрыва.

При достижении перепада давления на штуцере 0,35...0,50 МПа открывается клапан 14. При дальнейшем повышении перепада давления жидкость, воздействуя на торец толкателя, заставляет его перемещаться вверх и деформироваться уплотнительную манжету, более плотно прижимая их к обсадной колонне. Уплотнительная манжета, в свою очередь, прижимает ограничительную манжету к опорному кольцу, принуждая ее деформироваться до соприкосновения с обсадной колонной. Это предотвращает заход уплотнительной манжеты в зазор между опорным кольцом и обсадной колонной и прихвата пакера в скважине.

Пакер извлекается из скважины вместе с колонной насосно-комперссорнных труб. При снижении давления жидкости в скважине уплотнительная и ограничительная манжеты отходят от стенки обсадной колонны за счет упругости резины.

Извлечение пакера следует производить при расчетных скоростях подъема с тем, чтобы обеспечивался слив жидкости из колонны труб. Иначе, возникающий перепад давлений от разности уровней жидкости в трубах и в затрубном пространстве может привести к расширению уплотнительной манжеты и затяжке инструмента.

Разборка пакеров типа ПИГК производится путем отворачивания узла клапана, седла гидравлической манжеты и снятием деталей.

6 . Комплект пакера ППГО

6.1 Назначение и техническая характеристика пакера

Пакер ППГО предназначен для беструбной эксплуатации нефтяных скважин; разобщения ствола скважины от продуктивного пласта при подземном ремонте скважин с фонтанными проявлениями, оборудованных насосами любого типа. Пакер промежуточный с двухсторонним принятием давления с гидравлическим способом деформирования уплотнительных элементов, герметизирующих эксплуатационную колонну.

Техническая характеристика пакера приведена в таблице 3.

Таблица 3 - Техническая характеристика пакера ППГО-122-160

Типоразмер	ППГО-122-160	ППГО-140-160
Внутренний диаметр колонны обсадных труб, мм	126…133	144,3…155,3
Максимальный перепад давления, воспринимаемый пакером, МПа	16	16
Температура пластовой жидкости, °С, не более	90	90
Диаметр внутреннего проходного канала, мм	55	55
Габариты, мм: - диаметр (по металлу) - длина	122 787	140 838
Масса, кг	25	29

Спуск и подъем пакера в скважине производится с помощью специального толкателя и ловителя (табл. 4 и табл. 5)

Таблица 4 - Техническая характеристика толкателя пакера

Типоразмер	ППГО-122-160	ППГО-140-160
	ТП146	ТП168
Длина, мм	2140	2140
Масса, кг	25,8	27,2
Присоединительные размеры	Резьба НКТ60мм	Резьба НКТ60мм

Таблица 5 Техническая характеристика ловителя пакеров

Типоразмер	ЛП62
Максимальная расчетная нагрузка на ловитель при срыве пакера, кН	200
Длина, мм	1030
Масса, кг	14,1
Присоединительные размеры	Резьба НКТ73мм

6.2 Устройство пакера ППГО

Пакер состоит их двух частей - верхней и нижней, имеющих возможность относительного осевого перемещения.

Верхняя часть пакера состоит из седла, резиновой манжеты, штока, конуса и патрубка. Нижняя часть состоит из стакана, штока, резиновых манжет и узла клапана, включающего резиновое кольцо, откидной тарельчатый клапан с разгрузочным клапаном и пружины, собранные в корпусе клапана. Разгрузочный и откидной клапаны в свободном состоянии под действием пружины находятся в постоянно закрытом положении.

В Т-образных пазах стакана размещены хвостовики шлипсов, которые при перемещении верхней и нижней частей пакера относительно друг друга, скользят по скошенным поверхностям конуса, благодаря чему изменяется диаметральный размер пакера по шлипсам. При "растяжении" пакера шлипсы собираются к центру, вписываясь в диаметральный габарит пакера, при "сжатии" его диаметральный размер увеличивается.

Герметизация кольцевого зазора между стволом пакера и обсадной колонны осуществляется самоуплотняющимися резиновыми манжетами при действии на них жидкости.

Цилиндрические бурты позволяют закрепить пакер в скважине, только в муфте, что исключает деформацию обсадных труб в месте установки пакера и уменьшает усилие срыва при его подъеме.

6.3 Устройство толкателя

Толкатель предназначен для спуска и установки пакера в скважине. Толкатель состоит из штока, по которому свободно перемещается фонарь и перфорированного хвостовика, ввернутого в нижнюю часть штока. Сверху шток оканчивается муфтой, служащей для соединения толкателя с колонной насосно-компрессорных труб. В фонаре собраны подпружиненные тормозные башмаки, обеспечивающие соответствующую силу трения толкателя в обсадной колонне. Сила трения превышает суммарный вес фонаря и трех плашек, подвижно установленных на своих осях и удерживаемых в горизонтальном положении пружинами.

6.4 Устройство ловителя

Ловитель предназначен для захвата пакера при его подъеме из скважины. Ловитель состоит из стержня, перфорированного хвостовика, соединительной муфты и зубчатого шлипса. Шлипс свободно перемещается по наклонному пазу стержня и под действием силы собственного веса находится в нижней части паза. В этом положении поперечный размер ловителя больше, чем диаметр внутреннего проходного канала пакера. При перемещении шлипса в верхнюю часть паза размер шлипсу уменьшается и ловитель свободно входит в пакер.

7 . Правила эксплуатации пакера

7.1 Подготовка к работе и спуск в скважину

Для спуска пакера необходимо подготовить скважину промывкой ствола и шаблонированием на глубину спуска пакера. В качестве шаблона, как правило, применяются резиновые манжеты пакера. Допускается производить шаблонирование скважины металлическим шаблоном 123-0,5 мм длиной 1 м для обсадной колонны 146 мм и шаблоном 140-0,5 мм той же длины для обсадной колонны 168 мм.

Спуск и подъем шаблона должны производиться без прихватов на всей глубине шаблонирования. Резиновые манжеты шаблона после подъема должны быть в исправном состоянии. Металлический шаблон не должен иметь рисок и задиров, свидетельствующих о неисправности обсадной колонны.

Спуск пакера производится только в заглубленную скважину; не допускается производить спуск пакера в скважину с признаками фонтанирования.

Пакер проверяется на целостность резиновых манжет, резинового кольца и пружин, а также на подвижность верхней части пакера относительно нижней и правильность прилегания клапане к седлу (внешним осмотром).

Пакер вручную устанавливается в устье скважины. Затем во внутренний канал пакера заводится толкатель, соединенный с первой трубой подвешенной на крюке талевой системы.

Верхняя часть пакера удерживается в поднятом положении, пока верхняя манжета не войдет в обсадную колонну. При этом фонарь толкателя должен находиться выше бурта штока во избежание его преждевременного запирания под буртом.

Спуск пакера происходит под действием веса труб через толкатель. В течение всего спуска не допускается производить подъем колонны труб, т.к. это приведет к преждевременному переключению фонаря толкателя и сделает невозможным дальнейший спуск пакера. Подъем труб для освобождения элеватора производится не более чем, на 10...20 см.

Во избежание порчи резиновых манжет скорость спуска пакера в скважину не должна превышать 0,1 м/с (примерно одна труба в минуту).

Пакер спускается в скважину толкателем, опирающимся торцом штока в конический бурт под штоком. Благодаря трению резиновой манжеты 2 о стенку обсадной колонны верхняя часть пакера отстает от нижней части и пакер спускается в скважину в "растянутом" состоянии, при котором шлипсы находятся в нижней части скошенных поверхностей конуса и не выходят за диаметральный габарит пакера. При этом перфорированный хвостовик толкателя удерживает откидной клапан в открытом положении, что обеспечивает течение жидкости из-под пакера вверх.

На необходимой глубине дальнейший спуск пакера в скважину прекращается и толкатель приподнимается на одну трубу. При подъеме толкателя сила трения тормозных башмаков удерживает фонарь от перемещения относительно обсадной колонны и бурт штока, приподнимая плашки, проходит через них и начинает поднимать фонарь, преодолевая силу трения башмаков. Плашки, освободившись от бурта, под действием пружин возвращаются в исходное горизонтальное положение. При повторном движении вниз толкатель опирается на седло пакера поверхностью и перемещает его вниз. Резиновые манжеты и оказывают тормозящее действие на нижнюю часть пакера, и шлипсы раздвигаются входящими в них косыми пазами конуса и вступают в контакт с обсадной трубой. Поскольку выступающие бурты шлипсов гладкие, под действием массы труб пакер скользит по обсадной колонне скважины до первого резьбового соединения, где кольцевые бурты шлипсов проваливаются в пространство муфты, а зубчатые поверхности шлипсов входят в контакт с обсадными трубами.

Посадка пакера в муфте обсадных труб определяется по прекращению движения насосно-компрессорных труб в скважину.

Надежность закрепления пакера в скважине проверяется по индикатору веса при закачке жидкости в насосно-компрессорные трубы. Для этого после установки пакера трубы приподнимаются так, чтобы индикатор веса показывал нагрузку на пакер в 1...2 т, и производится закачка жидкости в трубу при давлении 5...8 МПа в течение 15...20 минут. Неизменность показаний индикатора веса характеризует надежность закрепления пакера. Снижение нагрузки с индикатора веса свидетельствует о движении пакера вверх. В этом случае, продолжая закачку жидкости, следует производить медленный подъем труб до тех пор, пока пакер не закрепится в вышележащей муфте обсадных труб. После этого толкатель поднимается из скважины и в нее спускается соответствующее насосное оборудование - погружной электронасос или штанговый скважинный насос. Насос оборудуется специальным трубчатым фильтром. Под погружным электронасосом дополнительно устанавливается ловитель поясов.

При посадке насоса его фильтр проходит через внутренний канал пакера и открывает откидной клапан, а при подъеме насоса фильтр выходит из пакера и откидной клапан поп действием пружин и избыточного давления снизу закрывается, изолируя пласт от ствола скважины.

7.2 Снятие пакера с места установки и подъем его из скважины

Подъем пакера должен производиться только специальным ловителем, спускаемым в скважину на насосно-компрессорных трубах 73мм. Применение другого инструмента для подъема пакера запрещается.

Перед спуском ловителя в скважину проверить подвижность шлипса в пазу стержня ловителя. Шлипс должен под собственным весом легко, без заеданий опускаться в крайнее нижнее положение. Достигнув пакера, ловитель своим хвостовиком начинает входить во внутренний канал пакера. Длина входа ограничивается упором муфты ловителя в седло пакера. При подъеме ловителя зубчатый шлипс захватывает верхнюю часть пакера и начинает поднимать ее вверх. При этом в первое время нижняя часть пакера остается неподвижной, а его шлипсы сходятся к центру, выходя своими буртами из-под стыка обсадных труб.

Список использованной литературы

1 Абдуллаев М.А. Пакеры. - Азербайдж. гос. изд-во, 1963. - 360 с.

2 Бухаленко Е.И. Нефтепромысловое оборудование: Справочник - 2-е изд., перераб. и доп. - М.: «Недра», 1990. - 559 с.

3 Л.Г. Чичеров, Г.В. Молчанов. Расчет и конструирование нефтепромыслового оборудования. - М.: Недра, 1987. - 422 с.

4 Молчанов Г.В., Молчанов А.Г. Машины и оборудование для добычи нефти и газа. - М.: «Недра», 1984. - 464с.

5 Хабибуллин М.Я. Руководство к лабораторной работе «Разборка и сборка механического пакера типа ПВМ» - Октябрьский: УГНТУ, 2002. - 35 с.

Размещено на Allbest.ru