Яремійчук Р.С., Возний В.Р. Освоєння та дослідження свердловин

Подождите немного. Документ загружается.

Продовження табл. 7.9

102

114

73,0

88,9

101,6

114,3

62,0

73,0

88,6

100,3

5,5

6,0

6,5

8,0

78,6

95,25

107,95

120,65

102

108

93,0

114,3

127,0

141,3

134

146

154

160

9,5

6,5

9,16

13,22

15,22

18,47

2,8

4,2

5,0

6,3

9,53

13,8

15,9

19,3

Міцнісна

характеристика насосно-компресоорних

труб

Таблиця 7.10

Зов-

ніш-

ній

О, мм

Руйнуючеє навантаження

різьбового з'єднання, кН

Розтягуюче навантаження,

при

якому напруження в

тілі

труби досягає границі

текучості, кН

Внутрішній тиск, при

якому напруження »

тілі

труби досягає границі те-

кучості, МПа

Зминаючий тиск, МПа

Група міцності сталі

К Е

ЛМДКЕЛМДКЕЛМДК Л

Границя текучості при розтягу, МПа

380 500 550

650

750 380 500 550

650

750 380 500

550

650 750 380 500 550

650 750

Площа

попереч-

ного пе-

рерізу, мм

тру-

би

Труби гладкі (нерівномІцнісні)

48,2 118,7

156

171,5

203 234

211

278 306

361

412 63,1 83,0 91,3

107,9

124,5 40,8 55,0 56,7

64,6

74,5 5,56 12,75

60,3

208

274 301,5

356

411

330

435 447 565 652 63,1

83,0 91,3 107,9 124,5

43,2

57,5 60,4

68,9

79,5 6,68 19,87

73,0

294

387

426

505

580

443

583

641

758

874 57,2

75,3 82,9 97,9 113,0 39,7 49,7 54,7 62,1 71,7 11,66 30,19

88,9

101,6

114,3

48,2

60,3

73,0

88,9

101,6

114,3

446

459

567

211

330

443

639

737

896

585

602

746

279

434

583

841

971

1179

645

664

822

306

477

641

925

1068

1297

762,5

785

972

363

564

579

1094

1261

1531

877

903

1118

639

737

896

840

970

11Я0

925

1068

1297

1092

1261

1534

126С

1455

177С

55,5

48,5

46,5

73,0

63,8

61,2

80,3

70,3

67,3

94,9

109,5

95,7

91,8

Труби з висадженими назовні кінцями (рІвноміцнісні)

416

651

874

1252

1456

1769

211

330

443

639

737

896

278

435

583

840

970

1180

306

447

641

925

1068

1297

361

565

578

1092

1261

1534

412

652

874

126С

145*

177С

63,1

57,2

55,5

48,5

46,7

83.0І

83,0

75,3

73,0

63,8

61,2

91,3

82,9

80,3

70,3

67,3

107,9

97,9

94,9

82,9

79,5

124,5

113,0

109,5

95,7

91Д

39,4

31,3

29,7

40,8

43,2

39,7

39,4

31,3

29,7

49,1

38,1

36,0

55,0

57,5

49,7

49,1

38,1

36,0

Про

54,1

48,0

39,8

56,7

60,4

54,7

54,1

48,0

39,8

ЦОВЖ

61,5

48,5

45,9

64,6

68,9

62,1

61,5

48,5

45,9

ення

71,0

56,0

53,0

74,5

79,5

71,7

71,0

56,0

53,0

табл

16,7

19,41

23,6

5,56

8,68

11,66

16,7

19,41

23,6

7.10

45,36

61,62

79,0

12,75

19,87

30,19

45,36

61,62

79,0

Розміри

різьбового

з'єднання

насосно-компресорних

труб

(в мм)

Таблиця

7.11

Умов-

ний

діам.

труби

Число

ниток

на

дюйм

Гли-

бина

різьби

Зовнішній

діаметр

труби

висад-

женої

части-

ни

Серед-

ній

діам.

різьби

основ-

ній

час-

тині,

І)сер

Діаметр різьби

біля торця

труби

зов-

ніш-

ній

внут-

ріш-

ній

Внут-

ріш-

ній

діам.

різьби

пло-

щині

торця

муфти

Довжина різьби

за-

галь-

на

до

кінця

(збігу)

до

ос-

нов-

ної

ПЛО-

ЩИНИ

(ни-

тки

ПО-

ВНИМ

профі-

лем)

збігу

Діа-

метр

цилін-

дрич-

ної

роз-

точки

біля

торця

муф-

ти,

Ло

Гли-

бина

цилін-

дрич-

ної

роз-

точ-

ки,

Іо

Від-

даль

від

торця

муф-

ти

до

кінця

збігу

різьби

на

трубі

при

скру-

чу-

ванні

рукою

Труби гладкі

1,412

48,3

46,924

46,866

44,042

46,069

22,3

4,29

50.0

8,0

5.0

60,3

58,989

58,494

55,670

58,134

29,3

4,29

62,0

8,0 5,0

73,0

71,689

70,506

67,682

70,834

40,3

4,29

74,7

8,0

5,0

88,9

87,564

89,944

83,120

86,709

47,3

4,29

90,6

8,0

5,0

102

1,810

101,6

99,866

98,519

94,899

98,519

49,3

5,97

103.5 9.5

6,5

114

112,566

111,031

107,411

111,219

52,3

5,97

116,0 9,5

6,5

Продовження

табл. 7.11

Труби

висадженими назовні кінцями

102

114

1,412

1,810

33,4

42,2

48,3

60,3

73,0

88,9

101,6

114,3

37,30

46,00

53,20

65,90

78,60

95,25

107,95

120,65

35,970

44,701

51,845

64,148

76,848

93,516

106,216

118,916

36,100

44,643

51,662

63,551

76,001

92,294

104,744

117,256

33,276

41,819

48,838

59,931

72,381

88,674

101,124

113,636

35,115

43,846

50,990

64,801

75,501

92,164

104,869

117,569

19,3

27^

24,3

37,3

41,3

47,3

51,3

54,3

4,29

5,97

39,0

47,5

55,0

67,5

80,0

97,0

109,6

122,5

8,0

9,5

5,0

6,5

Примітка:

Довжина різьби

від

основної площини

до

кінця

збігу

- 12,7 мм;

віддаль

від

торця труби

до середини муфти

при

скручуванні

на

верстаті

- 13 мм.

Освоєння

свердловин

РОЗДІЛ

Для

труб

з висадженими назовні кінцями зусилля в тілі труби в

момент, коли напруження в металі відповідають границі текучості, виз-

начаються формулою

*(.Р

-<і

)Ог

™

де £> і сї - зовнішній та внутрішній діаметри труби, м.

Допустима глибина підвіски однорозмірної колони

труб

визна-

чається з врахуванням розтягу від сил власної ваги за формулою

—

. (7.5)

доп — ~,

Р8

а для гладких

труб

Р'

доп —

(7.6)

де

доп

- допустима довжина підвіски труб, м;

От - границя текучості матеріалу

труб

при розтязі, Па;

- коефіцієнт запасу міцності,

який

приймається рівним

1,5;

р - щільність матеріалу труб, кг/м ;

Р ' - руйнуюче навантаження для тру б, Н;

д - вага 1-го погонного метра труби, Н/м;

§ - прискорення вільного падіння, м/с;

При

випробуванні свердловин широко застосовується метод

відкриття пластів гщропіскоструминною перфорацією з підтримкою на

гирлі свердловини великих тисків

(35-40

МПа). Тому допустиму гли-

бину підвіски однорозмірної колони

труб

визначають із

співвідношення,

яке враховує тиск помпування рідини на гирлі сверд-

ловини

доп -~

Р' -

(7.7)

кц

де

доп

- допустима глибина підвіски, м;

г - коефіцієнт запасу міцності для труб,

який

приймається

даному випадку рівним

1,3-1,5;

Рт

- площа перерізу труб, м;

- тиск помпування на гирлі свердловини, МПа;

При

великих глибинах спуску насосно-компресорних

труб

часто

приходиться застосовувати ступеневі (комбіновані) колони, які склада-

ються з

труб

різних діаметрів.

При

цьому довжину секцій підбирають знизу вверх. Допустиму до-

вжину нижньої менш завантаженої секції визначають із співвідношення

(7.7), а довжину послІдуючих секцій із співвідношення

206

РОЗДІЛ

Р'П

- кР'(П -1) Ртн

Рт(п -

Освоєння

свердловин

(7.8)

де

Іп

- довжина секції, яку розраховують, м;

Р'п - руйнуюче навантаження для труб, Н;

Р '(п — і) - руйнуюче навантаження для

труб

попередньої

секції, Н;

- вага 1-го м труби розрахункової секції, Н/м;

Ртп - площа перерізу труби розрахункової секції, Н/м;

Рт (я — і) - площа перерізу труби попередньої секції, м .

Розраховані допустимі глибини спуску НКТ за вищеприведеними

формулами на руйнуюче навантаження для різьбового з'єднання при

коефіцієнті

1,5, вказані в табл. 7.12.

Таблиця 7.12

Граничні

глибини

спуску однорозмірних колон НКТ (в м)

Діаметр

труби,

мм

48,2

60,3

73,0

88,9

101,6

114,3

Група міцності сталі

1750/3150

2000/3150

2050/3100

2150/3100

1900/3050

1950/3100

2350/4150

3600/4100

2700/4100

2850/4050

2500/4050

2600/4100

2550/4550

2850/4500

3000/4500

3150/4500

2800/4500

2850/4500

3070/5350

3400/5300

3550/5300

3800/5250

3300/5300

3400/5250

3500/6100

3900/6200

4100/6000

4250/6075

3800/6100

3900/6120

Примітка:

В чисельнику - для нерівноміцнІсних труб,

знаменнику - для рівноміцнісних.

При

випробуванні свердловин часто застосовують імпортні насосно-

компресорні

труби, виготовлені за стандартами АНІ. Колону з цих НКТ

для випробування свердловин теж вибирають у відповідності з попе-

редніми розрахунками.

1П7

Освоєння

свердловин

РОЗДІЛ

Труби,

що

виготовлені

за

стандартами АНІ, піддаються випробуван-

ню

внутрішнім гідравлічним тиском, який визначається формулою

0,8

-25

(7.9)

де

Р -

внутрішній тиск при випробуванні труби, МПа;

От

тіл -

найменша границя пружності матеріалу труби, МПа;

номінальна товщина стінки труби,

м;

зовнішній діаметр труби,

м.

Якщо

замовник спеціально не оговорює,

то для

труб

зі

сталей

Н-40,

1-55

тиск випробування складає

21,1

МПа,

а для

труб

зі

сталей

Н-80 і

Р-105

- 70,3

МПа.

Найменші

зминаючі

та

внутрішні тиски

для

насосно-компресорних

труб,

які

виготовляються

за

стандартами

АНІ 5А, 5АХ і

5АС, визнача-

ються

за

формулами, приведеними

Бюлетені

5С2

АНІ.

Найменші

зминаючі тиски

Рзм, МПа

прийнято рівними

75% від

середніх зминаючих тисків

визначаються формулами приВ/5

< 14

1 )

(7.10)

{В/З)

при

В/ 5

для сталей марки

Н-40 і 1-55

Ргм

0,75

сер

для сталей

С-75

Р*м

= 0,15о

тсер

для сталі

Н-80

Р™

0,75

сер

для сталей

Р-105

Рзм

= 0,15а

ТСЄ

"У

721

- 0,046)

0,059) ;

- 0,063)

- 0,078)

(7.11)

(7.12)

(7.13)

(7.14)

Тут

В -

зовнішній діаметр труби,

м;

товщина стінки,

м;

От сер

середня границя текучості.

Група міцності

от

сер,

МПа

Н-40

352

І-55

457

С-75

598

Таблиця 7.13

Н-80

633

Р-105

844

208

РОЗДІЛ

Освоєння

свердловин

Коефіцієнт

запасу міцності на опір зминанню звичайно приймається

рівним

1,125 по

відношенню

до

найменших зминаючих тисків.

Найменший

внутрішній тиск,

при

якому напруження

тілі труби

досягають границі текучості, визначається формулою

= 0,875 2 5 о

шіп/0

(7.15)

де

0,875 -

коефіцієнт, який враховує відхилення товщини стінки

(12,5%);

От

тіп -

найменша границя текучості матеріалу труби, МПа.

Коефіцієнт

запасу міцності

на

опір

труб

внутрішньому тиску звичай-

но

приймається рівним

1,0.

Розтягуюче навантаження

Рпг/Н/,

при якому напруження

тілі

тру-

би

досягає границі текучості, визначається

виразу

Рт

=о

тт

{О

- й

)/А ,

(Г16)

О І

й -

відповідно зовнішній

та

внутрішній діаметри тіла труби,

м.

Руйнуюче навантаження

для

муфтових з'єднань гладких

труб

І без-

муфтових з'єднань "Інтеграл" визначається згідно Бюлетеня 5С2 АНІ

залежності

від

площі поперечного перерізу труби

під

останнім витком

різьби

Р =

-тіпЯ(Р

-сі

- 2 к })/*',

7Л7)

де Ні

глибина різьби (1,41

мм для

різьби

кроком

2,54 мм і

1,81 мм для

різьби

кроком

3,175 мм).

В табл.

7.15, 7.16

приведені міцнісні характеристики

НКТ і їх

з'єднань,

які

виготовляються

за

стандартами

АНІ

(табл.

7.16 на

стор.

316-319).

В табл.

7.14

приведені співвідношення діаметрів експлуатаційних

колон

НКТ

муфтами,

які

спускаються всередину

цих

колон.

Таблиця 7.14

Діаметр

об-

садної

труби,

мм

зов-

ніш-

ній

114,3

127,0

139,7

міні-

маль-

ний

98,3

109,0

117,7

Діаметр

насосно-компресорної труби, мм

най-

біль-

ший

60,3

73,0

зовнішніх муфт

глад-

ких

труб

73,0

89,0

труб

зви-

садж.

кін-

цями

78,0

93,0

міні-

маль-

ний

48,0

60,3

зовнішніх муфт

глад-

ких

труб

56,0

73,0

труб

зви-

садж.

кін-

цями

63,5

78,0

209

Освоєння

свердловин

РОЗДІЛ 7.

146,0

168,3

124,0

144,3

Продовження табл. 7.14

73,0

88,9

89,0

107,0

93,0

114,3

60,3

73,0

89,0

78,0 |

93,0

Таблиця 7.15

Міцнісна

характеристика насосно-компресорних

труб

(стандарт АНІ)

Зов-

ніш-

ній

діа-

тру-

би,

мм

26,67

33,40

42,16

48,26

52,40

60,32

73,02

88,90

101,60

114,3

Тов-

щина

стінки,

мм

2,83

3,38

3,18

3,56

3,18

3,68

3,96

4,24

4,83

6,45

5,52

7,82

5,49

6,45

7,34

9,51

5,74

6,65

6,88

Найменший

зминаючий

тиск, МПа

Н-

50,6

47,9

36,7

40,7

31,3

37,2

36,8

34,3

38,8

36,8

28,6

35,5

39,9

25,2

31,1

27,6

і-

65,9

62,3

47,7

52,9

40,7

48,3

47,9

44,6

50,5

47,8

37,2

46,1

52,0

32,7

40,4

35,9

С-

86,1

81,5

61,2

63,2

62,6

57,3

65,9

85,6

62,6

85,8

47,0

60,0

67,9

85,9

40,8

51,5

45,2

Внутрішній тиск, при

якому на пруження в

тілі труби досягає гра-

ниці

текучості, МПа

група міцності

Н-

91,2

«6,3

73,3

66,9

66,4

60,9

69,9

90,6

66,2

90,8

49,8

63,8

71,9

90,8

43,0

54,7

47,9

Р-

105

93,1

120,8

88,3

121,1

85,1

121,1

Н-

52,9

49,8

37,0

41,5

32,4

37,5

37,2

34,6

39,4

37,1

30,4

35,7

40,6

27,8

32,2

29Л

і-

72,8

68,5

51,0

57,2

44,5

37,5

51,2

47,6

54,2

51,1

41,8

49,2

55,9

38,2

44,4

40,8

с-

99,3

93,3

77,8

70,3

69,8

64,8

73,6

98,5

69,6

98,9

56,9

66,9

76,2

98.8

52,1

60-5

55,5

н-

105,9

99,5

83,0

75,0

74,4

69,1

78,5

105,1

74,2

105,5

60,7

71,4

81,3

105,4

55,6

64,5

59,2

Р-

105

103,3

138.1

97,5

138,4

93,2

138,4

210

РОЗДІЛ 7.

Освоєння

свердловин

7.1.6.

Експлуатаційні пакери

Пакери

призначені для роз'єднання пластів та ізоляції експлуа-

таційної колони від дії середовища в процесі освоєння та експлуатації

свердловин. Пакери застосовуються при освоєнні свердловин та

інтенсифікації притоків з використанням струминних апаратів,

гідродинамічних випробовувачів, при гідророзриві, кислотній та тер-

мохімічній

діях

на пласт.

Пакери

спускають в свердловину на насосно-компресорних

трубах.

Вони повинні мати внутрішній прохід, який дозволяє без перешкод

спускати в зону пласта необхідний вимірювальний інструмент, що ви-

користовується при освоєнні свердловини.

Пакер

повинен витримувати необхідний перепад тисків, які діють на

нього "зверху-вниз", "знизу-вверх" або і обидва разом (шифр їх ПН, ПВ,

ПД).

ч___.

Для того, щоб сприймати зусилля_вщлеоепаду тисків, які діють на

пакер в одному або

двох

напрямках, пакер повинен мати відповідний

якір,

наявність якот^ШйфрТііакерТіщзначається буквою Я. Пакери

діляться на механічні М, гідравлічні Г та гідромеханічні ГМ. Якір - це

пристрій, який призначений для заякорювання колони НКТ за стінку

ексіїлуатаційної колони з метою попередження переміщення свердло-

винного обладнання під дією навантаження.

—УЯовне позначення пакерів включає в себе: буквенну частину, яка

влзначає тип пакера (ПВ, ПН, ПД), способи посадки і звільнення пакера

(Г,

М, ГМ) і наявності якорного пристрою (Я). Перше число після букв

- зовнішній діаметр пакера в мм,

друге

- максимальний перепад тиску,

який

сприймається пакером. Наприклад, ПН-ЯМ-150-500, ПН-ЯГ-

136-500,

ПД-Г-136-210.

Пакер

типу ПН-ЯМ призначений для роз'єднання просторів в експ-

луатаційній колоні нафтових і газових свердловин і захисту її від тисків,

які

створюються в зоні пласта. Пакер складається з ущільнюючого при-

строю, плашечного механізму і фіксатора байонетного типу (рис. 7.6).

На

стовбурі пакера вільно посаджені конус і ущільнюючі манжети.

Плашки

входять в пази плашкоутримувача і в пакерах з зовнішнім

діаметром 118 і 136 мм (рис. 7.6 б) притискаються до конуса за рахунок

зусилля пружин плашкоутримувача. В решті пакерах (рис. 7.6 а) плаш-

коутримувач фіксується з стовбуром і циліндром захоплення. Корпус

ліхтаря з'єднаний із замком, що має фігурний паз, в якому може пе-

реміщуватися палець, зв'язаний зі стовбуром. Посадка пакера

здійснюється шляхом припіднімання

труб

на величину, необхідну для

створення на пакер розрахункового навантаження, повороту його на

1,5-2 оберти вправо і потім спуску

труб

вниз. Завдяки тертю башмаків

об стінку експлуатаційної колони забезпечується нерухомість корпусу

ліхтаря І плашок. Палець при проворотІ ковзає по фігурному пазу і

опускається вниз разом зі стовбуром.

В пакері (рис. 7.6 б) при русі стовбура конус розсуває плашки і останні

заякорюються на стінці експлуатаційної колони. В пакері (рис. 7.6 а)

_ ____________ ____ . _______ ___ ________

Освоєння

свердловин

РОЗДІЛ 7.

Рис. 7.6.

Пакер

ПН-ЯМ

Пакери з

зовнішнім

діаметром:

а - 150, 160, 185, 210, 236 і 265;

6-1Щ136.

головка;

2 -

упор;

3 -

манжети;

конус;

5 - плашка; 6 - плашко-

утримуеач;

7 -

циліндр;

8 - захват;

корпус

фонаря;

10 -

башмак;

11-

замок;

12 - гайка;

палець;

14 -

стовбур.

Рис. 7.7.

Пакер

ПН-ЯГМ

муфта;

2 -

упор;

3 -

манжета;

стовбур;

5 -

обойма;

6 -

корпус;

шпонка;

8 - плашка;

плашкоутримувач;

10- гвинт;

кожух;

12 -

поршень;

корпус

клапана; 14- кулька;

сідло;

16 -

зрізний

гвинт.

212

РОЗДІЛ

Освоєння

свердловин

стовбур разом з головкою, упором, манжетами, конусом, плашками і

плашкоутримувачем, опускаючись, доходять до упора об циліндр. При

цьому захвати заходять в паз а, звільняючись, стовбур розсуває плашки

радіальному напрямку і заякорює їх. Стиск манжет і герметизація

пакером

роз'єднуваних просторів відбувається при подальшому опу-

сканні

стовбура пакера за рахунок маси колони НКТ.

Пакер

пщнімається_з^свердловини^наслідоі^піднімання труб. При

цьому звільняються манжети, а стовбур своїм буртом витягає конус

з-під плашок, які звільняються і одночасно приводять корпус плашок з

захоплювача в вихідний стан. При підніманні

труб

і повороті їх вліво на

1,5-2 оберти палець на стовбурі автоматично входить в фігурний паз

замка,

завдяки чому пакер може

бути

посадженим повторно без його

піднімання

з свердловини.

Пакер

ПН-ЯГМ (рис. 7.7) складається з ущільнюючого, заякорюю-

чого, клапанного пристроїв та гІдроприводу. Для посадки пакера в НКТ

скидається

куля, і створюється тиск. При тиску 10 МПа поршень штов-

хає плашкоутримувач, зрізає гвинти, плашки насуваються на конус і,

впираючись в стінку експлуатаційної колони, створюють упор для сти-

ску ущільнюючих манжет. Під дією маси

труб

плашки зчіплюються зі

стінкою експлуатаційної колони, забезпечуючи заякорювання і герме-

тичність роз'єднання. Прохідний отвір пакера відкривається при

збільшенні тиску до 21 МПа. При цьому зрізаються гвинти, і сідло з

кулею випадають. При знятті осьового, навантаження звільнюються

манжети, і стовбур, рухаючись вверх, тягне за собою конус,

який

звільняє плашки.

Пакери

1ПД-ЯГ і 2ПД-ЯГ (рис. 7.8) призначені для роз'єднання

просторів експлуатаційної колони

труб

і захисту її від дій в зоні пласта.

Вони

складаються з верхнього і нижнього якірних пристроїв,

ущільнення,

гідроциліндра і фіксатора. Посадка пакера здійснюється

шляхом подачі тиску в колону

НКТ,

причому поперечний прохід пакера

перекривається

кулькою, яка вкидається в сідло (рис. 7.8 а, б). Під дією

тиску в

трубах

плашки верхнього якора висуваються назовні, заякорю-

ючись на стінці експлуатаційної колони.

В пакері 1ПД-ЯГ (рис. 7.8 а) рідина через отвір б поступає в золотник,

зсуває його

вниз,

зрізаючи гвинти і дозволяючи захоплювачу вийти із

зачеплення

з поршнем. Поршень через поштовхувач стискає манжети,

створюючи ущільнення зі стінкою експлуатаційної колони. Одночасно

золотник

всуває конус в плашки, заставляючи їх впроваджуватись в

експлуатаційну колону і заякорюватись на ній. Спільно з конусом

руха-

ються вниз циліндр і шліпси, зачіплюючись з насічками поштовхувана,

фіксують манжети і плашки в робочому стані. Пакер звільняється при

натязі

І підйомі колони труб, внаслідок чого зрізаються гвинти, і стовбур

звільняється

від плашкоутримувача. Подальший рух стовбура вверх

звільняє манжети від стиску. При цьому стовбур, упираючись в пор-

шень,

доводить його до упора в циліндр,

який,

в свою

чергу,

витягає

конус з-під плашок І звільняє їх. Прохідний отвір пакера відкривається

при

підвищенні тиску в

трубах

і зрізу гвинтів.

Освоєння

свердловин

РОЗДІЛ 7.

Рис. 7.8.

Пакер

ПД-ЯГ

а, б

-1ПД-ЯГззовнішнім

діаметром

136,140,145;

-2ТЩ-ЯГ-185-210;

—

корпусякора;

2 -

кругла

плашка; З -

манжета;

4 -

стовбур;

5 -

шліпс;

б -

поштовхувач;

7-циліндр;

8-поршень;

9.-захват;

10,14,17119-зрізні

гвинти; 11 -

золотник;

12 -

корпус;

13 - плашка; 15 -

плашкоутримувач;

16-

сідло;

18-втулка

фіксатора.

РОЗДІЛ 7.

Освоєння

свердловин

В пакері (рис. 7.8 б) пластовий агент під тиском через отвір в стовбурі

попадає в циліндр. Після зрізу гвинтів з плашкоутримувачем

піднімається вверх і плашки натягаються на конус, одночасно стискую-

чи

манжету. Відбувається заякорювання нижніх плашок і ущільнення

пакера

в експлуатаційній колоні. Зворотньому переміщенню плашок

заважають шліпси, які перемістилися разом з конусом вверх по втулці

фіксатора. Пакер звільняється при підйомі колони НКТ після

зрізування гвинтів, при цьому

бурт

стовбура впирається в конус і витя-

гає його з-під плашок.

Особливістю пакера 2ПД-ЯГ (рис. 7.8 б) є постійне заякорювання на

плашки

верхнього якора завдяки з'єднанню порожнини під плашками

підпакерною зоною через отвори а. При посадці пакера пластовий

агент під тиском з порожнини

труб

через отвір б поступає під золотник

конус. Золотник зміщується вверх, зрізаючи гвинти і звільнюючи

поршень

і конус від

захвату.

Конус, ущільнений в циліндрі кільцями, під

дією тиску входить в плашки, заставляючи їх розсуватися і заякоритися

на

стінці експлуатаційної

колони.

Одночасно поршень разом з золотни-

ком

і поштовхувачем переміщається вверх і стискає манжету. При цьо-

му шлілси, зчіплюючись з насічками поштовхувача, фіксують манжети

плашки в робочому стані. Пакер звільняється при підйомі колони

труб

після

зрізу гвинтів. Стовбур разом з корпусом якора піднімається і

звільняє манжети, а

бурт

поштовхувача тягне вверх циліндр, який виво-

дить конус з плашок, звільнюючи їх. Плашки верхнього якора

звільнюються після розгерметизації манжет і вирівнювання тиску на

плашки.

Пакер

ЗПД-ЯГ (рис. 7.9) складається з верхнього і нижнього заяко-

рюючих пристроїв і гідроциліндрів, ущільнюючого і фіксуючих при-

строїв. Посадка пакера здійснюється при подачі в колону насосних

труб

рідини

під тиском. Попередньо на сідло вкидається куля. Тиск в порож-

нині

б нижнього гідроциліндра переміщає поршень, який через плаш-

коутримувач заставляє плашки натягнутися на конус , розсуваючись

радіально, заякоритись за стінку експлуатаційної

колони.

При зростанні

тиску зрізаються гвинти і шток, переміщуючись вниз зі стовбуром,

стискає

манжети між муфтою і конусом, герметизуючи простір між

пакером

і стінкою експлуатаційної колони. Шліпси, переміщаючись по

насічках штоку при русі його вниз, фіксують його від повернення. При

дальшому збільшенні тиску рідина через отвір а попадає в циліндр. При

цьому зрізаються гвинти, і циліндр переміщає вниз плашкоутримувач і

плашки,

які натягаються на конус і заякорюються на експлуатаційній

колоні.

При цьому зрізаються гвинти, плашкоутримувач звільняється

від циліндра і фіксується шліпсами на стовбурі. Нижні і верхні плашки

заякореному стані

будуть

попереджувати переміщення пакера як

вверх, так і вниз. Прохідний отвір пакера відкривається після зрізання

гвинтів.

Розпакерування

здійснюється при підйомі

труб

після попереднього

відвороту верхньої частини пакера в муфті і зрізу гвинтів. Після зрізу

штифта верхній стовбур переміщається вверх і доводить

втулку

до

Освоєння

свердловин

РОЗДІЛ 7.

Рис. 7.9.

Пакер

ЗПД-ЯГ

головка;

2 -

шток;

З -

шлїпс;;

4, 5, 8, 15, 22, 23, 26 -

зрізні

гвинти; 6

циліндр;

7 -

верхній

стовбур;

9 -

верхній

плашкоутримувач;

10 -

верхня

плашка; 11 - втулка; 12 -

штифт;

13 -

верхній

конус;

14 -

корпус;

16 -

муфта;

17 -

ущільнююча

манжета;

18 -

нижній

корпус.

216 ~~ ~ ~~ ~~ ~ ~ ~~

РОЗДІЛ 7.

Освоєння

свердловин

плашкоутримувача, останній стягає плашки з конуса, звільняючи їх.

Після

цього

бурт

потягне вверх корпус і

муфту,

звільняючи манжети.

Одночасно при русі нижнього стовбура вверх

бурт

стовбура дійде до

нижнього

конуса і витягне Його з плашок, звільняючи його.

Пакер

ПД-ЯГМ (рис. 7.10) складається з верхнього і нижнього зая-

корюючих пристроїв, ущільнюючого І клапанного пристроїв і

гідропривода. Пакер спускається в свердловину на насосних

трубах,

на

його сідло вкидається кулька і створюється тиск, під дією якого плашки

розсуваються радіально і заякорюються на стінці експлуатаційної коло-

ни.

Рідина, попадаючи через отвір б під поршень, переміщає його вверх,

внаслідок чого зрізаються гвинти і звільняється захват, а конус, пе-

реміщуючись

вниз,

розсуває плашки і заякорює їх. Одночасно

відбувається стиск манжет.

Герметичність роз'єднання досягається осьовим навантаженням,

яке

створюється масою труб, під дією якої зрізаються гвинти, і стовбур,

рухаючись разом з втулкою

вниз,

додатково стискає манжети. Фіксація

робочих положень плащок і манжет забезпечується шліпсами, які попе-

реджують

зворотнє переміщення поршня і плашок. Прохідний отвір

пакера

звільняється після зрізу гвинтів. В пакері передбачено клапан для

промивки

надпакерної зони перед його підніманням з свердловини.

При

натязі колони

труб

шток, переміщуючись вверх, відкриває отвір а,

через

який

трубний простір з'єднується з затрубним. Після промивки

скидається

тиск в

трубах,

внаслідок чого вивільнюються плашки. При

дальшому натязі колони

труб

зрізаються гвинти і звільняються плашки

манжети.

Пакер

можна залишати в свердловині без труб, так як завдяки

заяко-

рюванню плашок пакер витримує тиск як знизу, так і

зверху.

Для цього

гвинти перед спуском пакера знімаються,

колону підйомних

труб

мож-

на

звільнити після зрізу гвинтів. В цьому випадку пакер можна пізніше

підняти

з допомогою труболовки.

Пакер

ПД-Г (рис. 7.11) складається з ущільнюючого рукава і стовбу-

ра, до верхньої частини якого приєднується перехідник з патрубком. На

перехіднику встановлені поршень І головка, яка зв'язана з рукавом. Між

патрубком і перехідником встановлено сідло для кульки, яке служить

для пресування підйомних труб. При подачі тиску в центральний канал

рідина попадає під рукав через отвір а, розсуває його і притискає до

стінки

експлуатаційної

колони,

роз'єднуючи затрубний простір. Манже-

та виконує роль зворотнього клапана і служить для збереження тиску в

підрукавній порожнині. Мінімальний надлишковий тиск, необхідний

для спрацювання пакера, складає 1,5 МПа. Для звільнення пакера тиск

подається в затрубний простір. Поршень переміщається вниз і з'єднує

пІдрукавну порожнину з внутрішньотрубним простором через отвори а

б, коли розточка поршня виявиться біля отвору б.

117

Освоєння

свердловин

РОЗДІЛ

Таблиця 7.17

Показники

Зовнішній

діаметр,

мм

Робочий

тиск(макси-

мальний пере-

пад тиску), МПа

Діаметр

прохідного

от-

вору

пакера,

мм

Робоче середо-

вище

Температура

ро-

бочого середо-

вища,

не

більше,

°К

Умовний

діаметр

експлу-

атаційгої коло-

ни

за

ГОСТом

632-80,мм

Максимальний

внутрішній

діаметр

експлу-

атаційної коло-

ни

який

гаран-

тує герме-

тичність,

мм

Діаметр

пакера,

мм

Довжина паке-

ра,

мм

Маса пакера,

кг

пд-

ЯМГ-

118-

210

118

ЦД-

ЯМГ-

136-

210

136

пн-

ям-

118-

210

118

пн-

ям-

136-

210

•

і*

пн-

ЯМ-

150-

500

150

пн-

ям-

236-

250

236

145

пн-

ягм-

118-

210

118

Вода,

нафта, газ.газоконденсат

393

140,

146

133

118

2000

393

168

146,3

136

2215

110

393

140,

146

133

142

2170

393

168,

167

155,3

166

2260

393

178

163,8

172

1800

120

393

273

253,1

267

2170

290

393

140,

146

133

118

1655

218

РОЗДІЛ

Освоєння

свердловин

Продовження табл. 7,17

Показники

Зовнішній

діаметр,

мм

Робочий

ти

ск(

макси-

мальний пере-

пад тиску), МПа

Діаметр

прохідного

от-

вору

пакера,

мм

Робоче середо-

вище

Температура

ро-

бочого середо-

вища,

не

більше,

°К

Умовний

діаметр

експлу

атацШгої коло-

ни

за

ГОСТом

632-80,мм

Максимальний

внутрішній

діаметр

експлу-

атаційної коло-

ни

який

гаран-

тує герме-

тичність,

мм

Діаметр

пакера,

мм

Довжина паке-

ра,

мм

Маса пакера,

кг

ПН-

ЯГМ-

136

210

136

пн-

ягм-

140

210

140

іпд-

яг-

136-

500

136

вд-

яг-

не-

500

140

2ПД-

ЯГ-

118-

500

118

2ПД-

ЯГ-

122-

500

122

1ОД-

г-

118-

210

118

Вода,

нафта, газ,газоконденсат

393

168

146,3

136

1880

393

168

150,3

140

1880

393

168

146,3

236

393

И6Н

150,3

393

146

128

•

393

14*

133

393

146

133

118

4025

100

Освоєння

свердловин

РОЗДІЛ 7,

Рис. 7.10.

Пакер

ПД-ЯГМ

шток;

2 -

спеціальний

гвинт;

3,4, 8, 15, 16 і

19-зрізнігвинти;

верхня

плашка; 6 -

манжета;

стовбур;

9 - захват;

10, 14 -

шліпси;

11-поршень;

12 -

корпус;

13 -

нижня

плашка;

- втулка; 18-

центратор;

20-

сідло.

Рис. 7.11.

Рукавний

пакер

а - типу ПД-Г; б - типу

1ПД-Г;

патрубок;

2 -

сідло;

3 -

поршень;,

4 -

перехідник;

5 -

головка;

6 -

стовбур;

7 - рукав; 8 -

манжета;

9 -

ніпель;

10 - хвостовик; 11 -

ущільнюючі

кільця.

220

РОЗДІЛ 7.

Освоєння

свердловин

В таблиці 7.17 вміщені основні характеристики пакерів, які випуска-

ються в Україні та Російській Федерації.

7.1.7.

Вибухові експлуатаційні пакери

В практиці освоєння та експлуатації свердловин значне місце посідає

~|за'стосування вибухових па-

керів. В цих пакерах (рис.

7.12) зчеплення з обсадною

колоною і герметизація

ділянки роз'єднання здійсню-

ється за рахунок впресовуван-

ня

корпусу в обсадну колону.

Зборка і спорудження пакера

включає такі операції. В кор-

пусі 6, виготовленому зі спла-

ву алюмінію, розміщують

розрахований заряд 7 димно-

го пороху. Засипаючи його,

приймають всі міри до того,

щоб частинки пороху не мали

контакту з металічними дета-

лями

пакера. Заряд рекомен-

дується засипати через ворон-

ку у вкладений в корпус

мішечок з бавовнопаперової,

що не електризується , ткани-

ни,

куди вміщають і запалю-

вач. Потім корпус гермети-

зується корком 4, який разом

з приєднаним до маси І виво-

Рис. 7.12. Схема вибухового пакера ду жили кабеля електрозапа-

вантаж;

2 -

стальні

кульки; лювачем 5 вставляється в гор-

накидна

гайка; 4

-корок

ущільнюючий;

ловину склянки. За допомо-

5 -

електрозапалювач;

6 -

корпус;

гою накидної гайки 3 корок

пороховий

заряд.

обмежується в пересуванні.

Пакер

за допомогою пе-

рехідника з'єднується з желонкою або корпусним кумулятивним пер-

форатором, який використовується в якості вантажу. З'єднання

здійснюється за допомогою кульок.

При спрацюванні заряду передбачається автоматичне від'єднання

пакера від вантажу. Під дією тиску порохових газів корок пакера пересу-

вається вверх до упора, вибираючи зазор, завдяки чому стальні кульки

121