ПАКЕР УНИВЕРСАЛЬНЫЙ ПУ-146
ГОСТ Р № РОСС RU.HO03.B01012
Источник: http://www.ngv.ru/
НАЗНАЧЕНИЕ
Пакер предназначен для поинтервального воздействия на призабойную зону многопластовых объектов, обнаружения и ликвидации не герметичности эксплуатационных колонн в скважинах различного назначения.
ОПИСАНИЕ
Пакер состоит из двух частей: нижнего пакера и верхнего пакера, которые идентичны между собой, за некоторой разницей. У верхнего пакера на цилиндре верхнем нет отверстий в стенках цилиндра, как у нижнего цилиндра. В нижний пакер в муфту 73х60 ввинчивается клапан-заглушка с пробкой. Пакерующие узлы установлены с противоположным направлением движения цилиндров. Конструкция каждого пакера содержит: муфта переводная, пакерующий узел (манжеты) и поршневую группу, в верхнем пакере имеется клапанный узел. Верхний и нижний пакера соединяются между собой трубой 73Б.
ОТЛИЧИТЕЛЬНЫЕ ОСОБЕННОСТИ
Пакер возможно установить в любом интервале эксплуатационной колонны в зависимости от требований технологического процесса. Установка и снятие пакера осуществляется без вращения колонны насосно- компрессорных труб. Расстояние между верхним пакером и нижним можно регулировать заменой трубы 73Б подгонными патрубками. При работе пакером увеличивается спектр возможных технологических операций (опрессовка колонны, гидроразрыв пласта, определение за колонный сообщаемости между отдельными участками пласта, определение степени дренированности пласта, его отдачу) проводимый одним пакером вместо использования отдельных пакеров различных конструкций.
ПРЕИМУЩЕСТВА:
- За один спуско-подъем производится выборочная обработка пласта кислотами, химреагентами и др. жидкостями;
- При производстве работ с перемещением пакера посадка планшайбы не обязательна, представляется возможность работы с ротора, для чего нужно установить на устье сальник для прямой и обратной промывки с допуском;
- Поршневая группа изготовлена таким образом, что поршень не выходит из цилиндра, что предохраняет поршневую пару от попадания механических примесей;
- Не создает дополнительной осевой нагрузки при опрессовке колонны и технологических операциях;
- Соединения между верхним и нижним пакерами – резьба бурильных труб с высаженными внутрь; концами 73 по ГОСТ 631, что позволяет развивать давление между пакерами больше, чем при резьбах НКТ. -Оборудование многократного действия;
- Простота обслуживания.
ПРИНЦИП РАБОТЫ
Отревизированые и собранные пакера на устье скважины соединяются патрубком или трубами при их последовательном спуске в скважину. Расстояние между верхним и нижним пакером зависит от мощности обрабатываемого пласта или участка опрессовки эксплуатационной колонны. Пакера спускают в скважину на заданную глубину на НКТ в заранее прошаблонированную колонну, диаметром шаблона не менее 124 мм. После спуска НКТ и герметизации устья скважины (желательно НКТ пропустить через сальник, применяемый при обратной промывке с допуском НКТ) насосным агрегатом на малой передаче (1м3 6–8 мин.) прямой промывкой при открытом затрубном пространстве довести закачиваемую жидкость до пласта, резко прибавить обороты двигателя агрегата или увеличить частоту хода поршней на насосе агрегата, увеличением скорости в коробке передач, шар в клапане поднимается жидкостью и перекрывает выход жидкости в затрубное пространство. Давление внутри НКТ поднимается, следовательно поднимается и внутри пакера. На пакере цилиндр верхний и цилиндр нижний сдвигаются с поршней, манжеты, получив осевое усилие от цилиндров, увеличиваются в диаметре, перекрывая пространство между колонной и пакерами. Из отверстий на цилиндре нижнем, нагнетаемая жидкость выходит в кольцевое пространство. Давление между верхним и нижним пакерами достигает давления приемистости пласта, при котором жидкость закачивается в пласт. После снятия давления на насосном агрегате давление внутри пакеров и кольцевом пространстве, между пакерами выравнивается, через отверстие на цилиндре нижнем. При отсутствии перепада давления сжатия манжет последние принимают изначальное положение. Не отсоединяя линию нагнетания от НКТ пакера переставляют на следующий объект. Таким образом за один спуско - подъем НКТ с пакерами делается выборочная обработка пласта кислотами, хим. реагентами и другими жидкостями. Данный способ обработки пласта позволяет определить за колонной наличие сообщаемости между отдельными участками пласта, а также степень дренированности пласта, его отдачу. Давление открытия (срабатывания) пакера~5МПа (50 кгс/см2) – 1МПа (10 кгс/см2). Поиск мест не герметичности эксплуатационной колонны. Пример: Глубина скважины до интервала перфорации 1500 м. В данном случае между нижним и верхним пакерами расстояние 250м. НКТ нижним пакером устанавливают на 5 – 10 м выше интервала перфорации. Следовательно верхний пакер выше на 250м. Расстояние от верхнего пакера до устья скважины 1250м. Закончив спуск и посадив планшайбу, скважину доливают до устья. Прямой промывкой нагнетают давление в НКТ до давления опрессовки эксплуатационной колонны в 100 атм. Закрыв задвижку на НКТ, опрессовывают кольцевое пространство от верхнего пакера до устья. Герметично. Подъем без дополнительной опрессовки. Если не герметично, то подняв НКТ с пакером на 230 – 240м., не снимая планшайбы с ротора, прямой промывкой нагнетают в НКТ давление, тем самым определяя герметичность участка колонны между пакерами. Определив участок или участки, не исключено, что не герметичность может быть в нескольких местах, находят отдельно каждое место не герметичности и ее степень нарушения по падению давления опрессовки и приема жидкости. Гидроразрыв пласта Вариант 1: При закачке жидкости в пласт под давление гидроразрыва пласта нужно спустить, только нижний, пакер с отверстиями в цилиндре. Отвернуть клапан заглушку, муфту Н73Е, трубу 73Б нижнюю и муфту. Снять с верхнего пакера муфту и клапанный узел. Установить муфту со стороны поршня выбрав зазор шайбами и ввинтить клапан-заглушку. В муфту с другой стороны вала установить клапанный узел. В корпус клапана ввинтить гидравлический якорь, чтобы давление под пакером не поднимало НКТ вверх. В такой последовательности манжеты пакера окажутся выше цилиндра. Пакер с гидроякорем устанавливаются выше интервала перфорации. Особое внимание обратить на расстояние от интервала перфорации до гидроякоря. Особую опасность представляет установка гидроякоря в интервале перфорации или места нарушения эксплуатационной колонны. Под давлением плашки якоря продавливают ослабленные места в стенке эксплуатационной колонны, где застревают и обратно на место не возвращаются. Лучший способ установки пакера с гидроякорем – определение геофизическим прибором. Вариант 2: Не меняя изначального расположения пакеров, ввинтить под нижний пакер и над верхним пакером гидравлические якоря (при этом отвернуть клапан-заглушку с пробкой) и ввернуть их в нижний гидравлический якорь), установив нижний пакер с гидроякорем ниже интервала перфорации, а верхний пакер с гидроякорем выше интервала перфорации – для того, чтобы не оборвать НКТ между пакерами, производится гидроразрыв пласта с закачкой жидкостей, эмульсии. При гидроразрывах всегда ставится планшайба, затрубная задвижка открыта, предотвращает выброс оборванных НКТ и предохраняет эксплуатационную колонну от гидроудара.
