Пакер (рис. 11.29) позволяет производить испытание обсадных колонн на герметичность на любой глубине. Пакер состоит из корпуса, в состав которого входят ствол 2 с центральным осевым каналом 19 и резьбой зам-

ковой 1 для соединения с колонной бурильных труб, кожуха 7, нижней опоры 12 с ловильной корзиной 11. В верхней части корпуса в кольцевой полости, образованной кожухом и стволом и сообщенной с центральным осевым каналом радиальными каналами 15, помещен кольцевой поршень 6. Ниже поршня на стволе последовательно установлены толкатель 8, распор­ный конус 9 и набор уплотнительных элементов 10, упирающихся в ниж-

нюю опору. Пружина 13 установлена между буртом кожуха 7 и буртом толкателя 8 для поджатия последнего вверх к поршню. На внутренней по­верхности центрального осевого канала выше радиальных каналов выпол­нены два кольцевых выступа 3, 4, причем верхний выступ выполнен боль­шим диаметром. Выступы 3 и 4 являются седлами под опорные сухари 20, 21, закрепленные посредством срезных элементов 18. Срезные элементы, крепящие сухари 21, рассчитаны на меньшее усилие срабатывания, чем элементы, крепящие сухари 20. Опорные сухари закреплены на втулке 5, являющейся клапанным узлом пакера. В исходном положении пакера втул­ка 5 подвешена сухарями большего диаметра на седле корпуса, а после их срезания сухарями меньшего диаметра на седле, после чего происходит разобщение осевого и радиального каналов. На наружной поверхности втулки выполнены перепускные каналы в виде пазов 16 для сообщения (в исходном положении клапанной втулки) полости трубного канала с порш­невой полостью. Во внутреннем канале втулки, в верхней его части разме­щен шариковый обратный клапан. Движение шара 17 вниз ограничено седлом, вверх — опорными сухарями 20. Кожух 7, поршень 6, клапанная втулка 5 снабжены уплотнительными элементами 14.

Пакер работает следующим образом. Пакер спускается в обсаженную скважину на колонне бурильных труб. При этом обратный клапан втулки не препятствует заполнению спускаемого инструмента промывочной жид­костью, находящейся в скважине. После достижения необходимой глубины насосным агрегатом в трубном канале создается избыточное давление для деформации набора уплотнительных элементов и разобщения зон затруб-ного пространства, расположенных выше и ниже пакера, промывочная жидкость при этом поступает в поршневую полость пакера по перепуск­ным каналам втулки.

По достижении определенного давления, которое превышает давление срабатывания пакера, происходит разрушение срезных элементов сухарей и перемещение втулки до посадки опорных сухарей на нижний кольцевой выступ. Поршневая полость с этого момента отсекается от трубного канала и уплотнительные элементы пакера фиксируются в распакерованном со­стоянии. После этого противовыбросовое оборудование закрывается, в межтрубном пространстве выше пакера создается требуемое давление. Контроль процесса опрессовки осуществляется по манометру, а контроль герметичности пакера — по поступлению или не поступлению жидкости по трубному каналу на устье скважины. После окончания опрессовки давле­ние в межтрубном пространстве сбрасывается, а в трубном канале создает­ся давление разрушения срезных элементов сухарей 20. Втулка, освобо­дившись от удерживаемых ее сухарей, перемещается по центральному каналу и попадает в ловильную корзину. Туда же падают опорные суха­ри. Радиальные каналы опять сообщаются с полостью центрального осе­вого канала. Толкатель и кольцевой поршень под действием пружины за­нимают исходное положение. Под действием внутренних сил уплотнитель­ные резиновые элементы также примут исходную форму, освобождая па­кер для перемещения в скважине. Для повторного применения пакера в трубный канал бурильных труб сбрасывается новая кольцевая втулка, оснащенная шаром и опорными сухарями. По достижении ею своего исходного положения в пакере описанный процесс опрессовки повто­ряется.

Изготовитель: ОАО « Нефтебур».

Рис.  11.30. Пакер типа ПГС-146 с гидродинамической стабилизацией конструкции ОАО « Татнефть»

Пакеры типов ПД-Г-О-122-20 и ПД-Г-О-140-20 пред­назначены для защиты эксплуатационных колонн диа­метром 146 è 168 ìì [49]:

при поиске места негерметичности и его ликвидации путем закачки тампонирующих материалов;

при проведении технологических операций поинтер-вального воздействия на призабойную зону пласта раз­личными химическими реагентами;

при поинтервальной закачке жидкости (вода, рас­творы полимеров и др.) в нагнетательных скважинах с целью поддержания пластового давления.

Рабочее давление пакеров — 20 МПа. Длина — 3200 мм. Масса, соответственно — 96 и 114 кг.

Изготовитель: ОАО « Сарапульский машзавод». Пакер термостойкий типа ПД-ГМШ-Т-140-30 пред­назначен для разобщения и защиты ствола скважины, обсаженной трубами диаметром 168 мм, от воздействия теплоносителя, закачиваемого в пласт при использовании тепловых методов интенсификации добычи нефти, в том числе в нагнетательных скважинах: теплового воздействия на пласт;

импульсного дозированного теплового воздействия на пласт; импульсного дозированного теплового воздействия на пласт с паузой; термополимерного воздействия на пласт;

в добывающих скважинах — теплового циклического воздействия на призабойную зону продуктивного пласта.

Основные параметры пакера следующие: рабочее давление — 30 МПа; температура рабочей среды — до 260 °С; тип управления — гидравличе­ñêèé; äëèíà — 3000 ìì; ìàññà — 210 êã.

Изготовитель:  ОАО « Сарапульский машзавод».

Пакер с гидродинамической стабилизацией ПГС-146 (рис. 11.30) пред­назначен для применения в скважинах с обсадной колонной диаметром 146 мм в условиях температуры до 100 °С при исследовании методом поин-тервальных опрессовок, изоляции интервалов водопритока, отборе жидко­сти из скважины с отключением верхнего интервала, гидроразрыве и ки­слотной обработке продуктивных пластов.

Пакер работает на насосно-компрессорных трубах диаметром 73 мм. Пакеровка осуществляется самоуплотнением. Максимальный перепад дав­ления — 20 МПа. Габаритные размеры пакера: длина — 900 мм; наружный диаметр 134 мм; масса 35 кг.

Изготовитель: ОАО « Татнефть».