Пакеры для испытания скважин

Пакер — один из главных узлов комплекта испытательного оборудования. Он предназначен для герметичного перекрытия кольцевого пространства ствола скважины и изоляции испытываемого пласта от остальной части ствола скважины. От надежности пакеровки зависит успех операции в целом. Основная доля неудачных испытаний с применением испытателей пластов связана с негерметичностью пакеровки.

Основной конструктивный элемент пакера — резиновый цилиндрический уплотнитель, который после сжатия в вертикальном направлении изменяется по высоте и в то же время расширяется в диаметре настолько, что перекрывает все кольцевое пространство между колонной бурильных труб и стенками скважины или обсадной колонны, если пакер устанавливается в колонне. Применяемые при испытании пакеры отличаются друг от друга способом крепления и сжатия пакерующего элемента.

Рис. V.25. Пакеры:

а — с металлической опорой; б — с раздвижной резиновой опорой; в — секционный универсальный ПСУ; г — резино-металлического перекрытия ПРМП-1

Пакеры с металлической опорой выпускаются диаметрами 146, 95 и 65 мм и имеют шифр ПЦ-146, ПЦ-95 и ПЦ-65.

Техническая характеристика этих пакеров приведена ниже.

Тип пакера…………………………………… ПЦ-146 ПЦ-95 ПЦ-65

Наружный диаметр остова, мм…………….. 146 95 65

Диаметр сменного резинового элемента,

Мм…………………………………………… 220 145 92

195 135 87

180 115 78

170 109 67

Диаметр обслуживаемых скважин, мм…. 190 – 243 118 – 161 76 - 102

Нагрузка при пакеровке, кН …………… 100 – 150 60 – 80 10 - 50

Максимальный перепад давления, МПа… 35 35 35

Диаметр штока, мм………………………. 73 49 34

Допустимая растягивающая нагрузка,

кН…………………………………………... 600 250 150

Максимальная температура, °С…………… 170 170 170

Длина остова, мм………………………… 2300 1525 1410

Средняя масса, кг………………………… 180 65 35

Размер концевых резьб…………………. З – 121 З – 76 З - 50

При работе в скважине резиновый элемент может частично или полностью разрушиться. Это в основном происходит из-за перегрузки пакера — передачи на него большей сжимающей нагрузки, чем допустимая. На разрушение резинового уплотнителя также влияют забойная температура и природный газ, вступающий во взаимодействие с резиной пакера.

Пакеры с раздвижной резиновой опорой типа ПЦР выпускаются с наружными диаметрами их остова (корпуса) 178, 146, 95, 80 и 67 мм и имеют шифр ПЦР-178, ПЦР-146, ПЦР-127, ПЦР-95, ПЦ-80 и ПЦР-67. Техническая характеристика этих пакеров приведена ниже.

Тип пакера ………. ПЦР-178 ПЦР-146 ПЦР-127 ПЦР-95 ПЦ-80 ПЦР-67

Наружный диаметр

остова, мм ………. 178 146 127 95 80 67

Диаметр сменного

резинового элемента,

мм ………………… 245 220 145 145 87 92

270 195 135 135 92 87

180 115 98 78

170 108 67

Диаметр сменной

резиновой опоры,

мм ……………….. 245 220 109 87 92

Максимальная про-

дольная деформация

резинового элемента,

мм……………….. 350 350 — 330 — 240

Диаметр обслуживае-

мых скважин, мм …. 260-295 190-243 151-161 118-161 97-112 76-102

Нагрузки при па-

кровке, мм …….. 150-200 10-180 50-70 50-70 — 15-40

Максимальный пере-

пад давления, МПа… 45 45 45 45 45 45

допустимая растя-

гивающая нагрузка,

кН…………………… 1300 1300 790 700 200 200

Диаметр штока, мм… 90 73 52 52 40 34

Средняя масса, кг….. 200 150 66 41 31

Длина остова, мм….. 2373 1625 1420 1525 1425

Размер концевых

резьб……………….. З-121 З-121 З-76 З-62 З-50

Пакер резино-металлического перекрытия помимо резинового уплотнительного элемента включает еще узлы металлического перекрытия скважины. На рис. V.25, г приведена схема пакера резино-металлического перекрытия (ПРМП-1).

Пакеры ПРМП-1-170/190 и ПРМП-1-190/214 выпускаются диаметрами 170 и 190 мм и служат для перекрытия скважин диаметрами. 190 и 214 мм.

Техническая характеристика пакера приведена ниже.

Тип пакера……………….. ПРМП-1-190/214 ПРМГМ-170/190

Диаметр обслуживаемых

скважин,мм………………… 214 190

Длина, мм………………….. 2360 2330

Наружный диаметр, мм….. 190 170
Диаметр плашек метали-

ческого перекрытия в ра-

бочем положении, мм……. 210±1 186±1
Внутренний диаметр штока,

мм…………………………. 70 55
Осевая нагрузка, кН……. 80—120 80—120
Перепад давления, МПа…. 25 25

Масса, кг………………….. 150 130

Размер концевых резьб….. 3-133 3-133

Якорные устройства

Якорные устройства (якоря) механического действия устанавливаются под пакером и служат для опоры хвостовика с фильтром на стенки скважины или на стенки обсадной колонны, спущенной до кровли продуктивного пласта.

Основное достоинство проведения испытаний с якорными устройствами — возможность установки пакерного элемента не в строго определенном месте ствола скважины, как при испытании с опорой на забой, а в зависимости от состояния скважины в различных местах ее ствола. Не менее важным преимуществом испытаний с якорными устройствами является и то, что создаются все условия для проведения селективных испытаний на большом расстоянии от забоя скважины, не опасаясь за прихват хвостовика, что может произойти при работе с опорой на забой.

Рис. V.26. Якорное устройство ЯУ

При испытании скважин применяют якорные устройства типа ЯУ-170/190, ЯУ-190/214, предназначенные для работы в открытом стволе диаметром 190 и 214 мм [14], и ЯМ-95/168, ЯМ-95/140, ЯМ-65/114, предназначенные для установки на стенки обсадных колонн диаметрами 168, 140 и 114 мм.

Якорные устройства ЯУ (рис. V.26) состоят из: верхнего переводника 1, соединенного со штоком конусом 2, являющимся направлением для перемещения плашек 3; центратора с подпружиненными планками 6, над которым расположен толкатель 5; штока 8 с нижним переводником 10.

Упорные плашки, находящиеся в зацеплении с фиксатором 4, в исходном положении расположены в нижней части конуса и не мешают свободному перемещению якоря в скважине. При спуске центратор подпружиненными планками скользит по стенкам скважины вниз упирается об опору 7 и втулку 9 и удерживается от перемещения вверх по штоку 8 винтом, расположенным во втулке 9.

Толкатель плашек жестко соединен с центратором.

Для установки якоря в скважине необходимо после спуска его на заданную глубину приподнять колонну бурильных труб на 1—2 м и провернуть на 1,5— 2 оборота для вывода винта из зацепления с фасонным пазом втулки, затем плавно разгрузить инструмент на 200—250 кН. При разгрузке инструмента шток перемещается вниз, а центратор за счет контакта планок со стенками скважины остается на месте, тем самым перемещая толкателем плашки по направляющим пазам конуса. Упорные плашки после соприкосновения со стенкой скважины и упора в нее воспринимают на себя передаваемую нагрузку на пакер.

После окончания испытания натяжением колонны снимают нагрузку с пакера и плашек якоря. При этом шток якоря перемещается вверх относительно центратора, увлекая за собой винт, который входит в фигурный паз втулки и фиксирует центратор в исходном положении. Упорные плашки опускаются по направляющим конуса и входят в зацепление с фиксатором.

Якорные устройства ЯУ-170/190 и ЯУ-190/214 могут быть использованы в компоновках испытательного оборудования КИИ-146, КИИ-2-146, МИГ-146, МИГ-127. Их техническая характеристика приведена ниже.

Тип якорного устройства…………. ЯУ-190/214 ЯУ-170/190

Длина, мм…………………………. 2100 2000

Диаметр в транспортном поло-

жении, мм………………………… 190 170
Диаметр упорных плашек в рабочем

положении, мм……………………… 236 210

Внутренний диаметр штока, мм 70 60

Осевая нагрузка, кН………………… 200±20 250±20

Масса, кг…………………………… 100 120

Размер концевых резьб:

муфты……………………………. 3-133 3-133

ниппеля…………………………… По ГОСТ 5286-75

Якорные устройства ЯМ-95/168, ЯМ-95/140, ЯМ-65/114 используются с испытательным оборудованием КИИ-95 и КИИ-65. Они могут применяться с многоцикловым испытательным оборудованием МИК-95 и МИГ-80.

Техническая характеристика якорных устройств механического действия приведена ниже.

Тип механического якоря............... ЯМ-95/168 ЯМ-95/140 ЯМ-65/114

Диаметр обсадной колонны, мм. 168 140, 146 101, 114

Допустимый перепад давления

на пакере, МПа........................... 30 30 30

Диаметр, мм.................................... 132 109 84

Длина, мм......................................... 1600 1500 1500