Подъем - пакер
Cтраница 2
 |
Пакер ОП для опрессовки цементной перемычки между перфорированными пластами скважинах. [16] |
При подъеме пакера из скважины жидкость из насосно-компрессорных труб сливается в эксплуатационную колонну через горизонтальные отверстия в верхнем сердечнике ( если нет шара верхнего клапана) и через окна в головке пакера. [17]
В муфте 4, соединяющей штоки пакера, предусмотрены отверстия для промывки кольцевого пространства между обсадной колонной и пакером от возможных осадков перед его подъемом. Отверстия служат также для слива жидкости в скважину из верхней части обсадной колонны при подъеме пакера. [18]
РИР ни в одном случае не была достигнута. Причиной этого может быть разбавление смолы или ее вытеснение из нарушений в процессе срыва и подъема пакера и контрольной срезки цементного раствора. [19]
Для практического осуществления этих работ специалистами объединения Татнефть предложена методика исследования поглощающих пластов с помощью пакера А19М2 - 001, который рекомендуется устанавливать на колонне бурильных труб выше турбобура. Это позволяет в несколько раз сократить затраты времени на проведение исследований за счет исключения операций, связанных со спуском и подъемом пакера в скважине. [20]
После закачивания тампонажной смеси извлекаемые пакеры поднимают на поверхность, а разбуриваемые оставляют в скважине и затем разбуривают вместе с цементным мостом. Если выше пакера нет зон обвалообразования, то и извлекаемый пакер может быть оставлен в скважине на некоторое время, чтобы смесь загустела и приобрела структурно-механические свойства, достаточные для выдерживания колебаний гидродинамического давления в процессе подъема пакера из скважины. В дальнейшем качество изоляции зон поглощения проверяют путем опрессовки. [21]
По принципу действия пакер ПТТГМ отличается о пакера ПТГМ тем, что обеспечивает компенсацию удлинения колонны труб за счет телескопического устройства. Между лакером и телескопическим устройством устанавливаются насосно-омл-реесорные трубы общей длиной не менее 350 м, которые служат для удержания ствола пакера от смещения вверх при действии перепада давления. Перед подъемом пакера замок 34 телескопического устройства необходимо присоединить к втулке 36 сальника. Для этого следует снять устьевую арматуру, присоединить к колонне труб дополнительную трубу и, опуская колонну, вращать ее вправо до полного свинчивания замка со втулкой. [22]
В этой же схеме предусмотрена возможность извлечения скважинного оборудования в случае заклинивания пакера при спуске или подъеме. Оно позволяет отсоединить колонну подъемных труб от пакера путем вращения ее вправо. К оставшейся с пакером части разъединителя можно повторно присоединить колонну более прочных труб для срыва и подъема пакера. [23]
 |
Схема оборудования при раздельном отборе нефти из двух пластов одним штанговым насосом. [24] |
Для лучшей сепарации подпа-керного газа распределительное устройство иногда снабжается газовым якорем. Над распределительным устройством находится посадочное седло 15, состоящее из части цилиндра насоса НГВ-1 диаметром 56 мм, имеющего в верхней части воронку. Снизу распределительное устройство герметизируется в посадочном месте пакера при помощи уплотнения типа плунжер - втулка, обеспечивающего возможность извлечения труб и распределительного устройства без подъема пакера. [25]
Это приспособление применяется при установке пакеров, чтобы они не были выброшены из скважины во время проведения различных технологических операций. Так как Давление в трубах больше, чем давление в кольцевом пространстве над паке-ром, поршни якоря выходят из гнезд и врезаются в колонну скважины. Таким образом якорь препятствует подъему пакера. При уменьшении давления в трубах поршни отжимаются в гнезда и якорь извлекается из скважины. [26]
Извлекаемый пакер следует поднимать плавно. Вначале необходимо натяжение колонны бурильных труб до собственного веса, затем требуются разгрузка ее на 20 - 30 кН и вновь натяжение. Эту операцию повторяют 2 - 3 раза. Резкое натяжение колонны бурильных труб перед подъемом пакера может привести к разрушению уплотнительного элемента. [27]
Нижний клапан, предназначенный для опрессовки пакера, имеет шпильку 8, ограничивающую высоту подъема шара. Верхний клапан служит для опрессовки колонны насосно-компрессорных труб. В верхней части пакера имеется устройство для слива жидкости из насосно-компрессорных труб в скважину при подъеме пакера. [28]
При увеличении гидравлического давления в межколонном пространстве над пакером резиновая манжета / расширяется, плотно прижимается к обсадной колонне и разобщает надпакерное пространство от подпакерного. Для освобождения пакера в бурильные трубы сбрасывают шар 4 и закачивают жидкость. Шар садится на седло в цилиндре 3, закрывая при этом осевой проходной канал. Нагнетаемая в трубы жидкость через боковые отверстия 5 в стволе 6 вытекает в полость цилиндра 3 и давит на поршень 2 снизу; при этом поршень и кожух 7 перемещаются вверх относительно цилиндра 3, манжета сжимается и входит в кожух. В момент подхода поршня к крайнему верхнему положению срабатывает стопорное устройство 8, ограничивающее ход поршня и предотвращающее возможность самопроизвольного освобождения манжеты при подъеме пакера. [29]
При увеличении гидравлического давления в межколонном пространстве над пакером резиновая манжета 1 расширяется, плотно прижимается к обсадной колонне и разобщает надпакерное пространство от подпакерного. Для освобождения пакера в бу-рильмые трубы сбрасывают шар 4 и закачивают жидкость. Шар садится на седло в цилиндре 3, закрывая при этом осевой проходной канал. Нагнетаемая в трубы жидкость через боковые отверстия 5 в стволе 6 вытекает в полость цилиндра 3 и давит на поршень 2 снизу; при этом поршень и кожух 7 перемещаются вверх относительно цилиндра 3, манжета сжимается и входит в кожух. В момент подхода поршня к крайнему верхнему положению срабатывает стопорное устройство 8, ограничивающее ход поршня и предотвращающее возможность самопроизвольного освобождения манжеты при подъеме пакера. [30]
Страницы: 1 2 3