Пакеры

Пакеры Пакеры применяют для разобщения пластов, изоляции обсадных колонн от воздействия скважинной среды в процессе эксплуатации нефтяных, газовых, газоконденсатных скважин, а также для проведения в них ремонтнопрофилактических работ и ликвидации поглощений. Пакеры используют для проведения технологических операций по гидроразрыву, кислотной и термической обработкам продуктивного пласта, для выполнения изоляционных работ, гидропескоструйной перфорации, установки проволочных фильтров и клапанов-отсекателей, очистки забоев скважин, газлифтной эксплуатации и т.д. Пакеры спускают в скважину на колонне поднимаемых труб либо вместе с трубами. Проходное отверстие пакера должно позволять беспрепятственно спускать инструмент и оборудование для проведения необходимых операций освоения и эксплуатации скважин, для ликвидации осложнений или выполнения необходимых технологических операций. Кроме того, применяются заколонные пакеры манжетного цементирования, представляющие собой симбиоз заколонного проходного пакера и цементировочной муфты, и предназначенные для разобщения цементируемой и нецементируемой частей обсадной колонны (хвостовика). Пакер должен выдерживать максимально необходимый перепад давления, действующий на него в экстремальных условиях (рабочее давление). Различают пакеры следующих типов: ПВ – пакер, воспринимающий усилия от перепада давления, направленного вверх; ПН – направленного вниз; ПД – направленного как вниз, так и вверх. Герметичное разобщение пространства эксплуатационной или промежуточной обсадной колонны обеспечивается подбором диаметра пакера в соответствии с внутренним диаметром труб, создающим оптимальный зазор между пакером и стенкой колонны труб, приведенных в табл. 11.1. Для восприятия усилия от перепада давления, действующего на пакер в одном или двух направлениях, пакер должен иметь соответствующее заякоривающее устройство (якорь), наличие которого в шифре пакера обозначается буквой «Я». Якори в основном применяют с пакерами типов ПВ и ПН. По способу посадки пакеры подразделяют на гидравлические Г, механические М и гидромеханические ГМ. В зависимости от среды, в которой применяют пакеры, предусматриваются следующие исполнения: К1 – углекислотостойкое; К2 и К3 – сероводородостойкое (содержание Н2S è CO2 соответственно до 6 и до 25 % по объему каждого); Т – термостойкое. Основные параметры пакеров [29] Условный диаметр Внутренний диаметр обсадной трубы (мм) по ГОСТ 632–80, обсадной трубы, мм 14 21 35 114 102,9; 103,9 127 140 Наружный при перепаде давления, МПа диаметр паêåðà, ìì 50 93,9 97,1; 99,5 101,5 88 90 – 105,6 108,6; 112,0 115,8 114,2 121,3 70 94 100 103 – 107 118,7 121,3 125,7 127,3 146 127,1 133,1 132,1; 168 112 124,7 129,1 130,7 144,1 147,1 150,5 148 164; 152,4; 154,8 159,4 166 194 161,6 – 155 180 273 258,9 193,7 198,7 – – 212,7; 220,5; 222,3 224,5; – 226,7 228,7 165 170 171,9 – 177,1 190,7 245 145 150 155 160 196,3 201,3 203,7; – 205,7 140 145 – 163,5 168,3 219 122 140 150,4 157,0 174,7 178,5 118 136 150,5 153,7 178 114 118 124,3 – 195 205 – – – 240,1; 245,5; 247,9 252,7 255,3 – – 216,9 – – 185 190 195 – – – – 210 215 – – 242,9 215 220 230 250,3 – – – – 235 240 245 Пакеры, способные воспринимать усилие от перепада давления, направленное как вниз, так и вверх, могут оказаться в скважине и выполнять свои функции и без колонны подъемных труб, которую извлекают после посадки пакера. В таком случае для отсоединения колонны труб от пакера и повторного соединения с ним используют разъединители колонн типов РК, IРК и 3РК, которые устанавливают над пакером. Для подготовки стенок обсадной колонны труб под посадку пакера и якоря с целью обеспечения их надежной работы применяют скважинные инструменты – скребки типа СК и инструмент колонный типа 2НК. Условные обозначения. Пакеры. Первая цифра – номер модели; буквы после цифры – тип пакера (ОСТ 26-16-1615–81); буква Я – наличие заякоривающего устройтва; следующая буква – способ посадки пакера (Г – гидравлический, М – механический); буква Р – разбуриваемый пакер; число после тире – наружный диаметр пакера, мм (ОСТ 26-16-1615–81); следующее число – рабочее давление, МПа; последние буквы с цифрой – исполнение по коррозионной стойкости; НКМ – резьба гладких высокогерметичных насосно-компрессорных труб по ГОСТ 633–80. Например: 2ПД-ЯГ-136НКМ-35К1. Якори. Я – якорь; Г – с гидравлическим способом посадки; цифра после букв – номер модели; число после тире – наружный диаметр якоря, мм; последующее число – рабочее давление, МПа. Например: ЯГ-118–21. . ПАКЕРЫ ГИДРОМЕХАНИЧЕСКИЕ, ГИДРАВЛИЧЕСКИЕ И МЕХАНИЧЕСКИЕ . ПАКЕР ЗАКОЛОННЫЙ ПРОХОДНОЙ ГИДРОМЕХАНИЧЕСКИЙ ДВУХМАНЖЕТНЫЙ ТИПА ПГМД Основная область применения пакера типа ПГМД – повышение качества разобщения двух пластов, разделенных тонкими (не более 2–3 м) глинистыми прослоями. Пакер типа ПГМД отличает высокая технологичность в эксплуатации, надежное формирование высокопрочной самоуплотняющейся манжетноцементной перемычки, свободное регулирование длины перемычки (минимальная длина – 500 мм), сохранение герметизирующих свойств перемыч- ки при ее частичном размещении в интервале перфорации. Пакер типа ПГМД (рис. 11.1) состоит из основного корпуса, прикрепляемого к обсадной трубе, съемного центратора, уплотнительной манжеты, поршня-клина для расширения манжеты, фиксатора, узла защиты пакера Рис. 11.1. Пакер гидромеханический двухманжетный типа ПГДМ конструкции ОАО НПО « Буровая техника» : 1, 17 – труба обсадная; 2, 16 – фиксатор; 3, 15 – поршеньклин для расширения манжеты; 4, 14 – клапан для подачи рабочей жидкости к поршню-клину; 5, 13 – узел защиты пакера от преждевремнного срабатывания; 6, 12 – манжета уплотнительная; 7, 11 – корпус составной; 8, 10 – полость для расширяющей добавки к тампонажному раствору; 9 – центратор съемный Технические характеристики пакеров типа ПГМД Тип пакера ПГМД-140 ПГМД-146 ПГМД146-1 ПГМД-168 Диаметр обсадной колонны, оборудованной пакером, мм 140 146 146 168 Максимальный Наружный Диаметр диаметр Диаметр скважидиаметр D, центратора ны в зоне Dâ, мм устаномм Dö, мм вки пакера, мм 184 210 124 220 184 210 124 220 184 200 210 210 130 124 220 240 от преждевременного срабатывания (включает образованное раздвигаемыми лепестками подвижное седло для взаимодействия с цементировочной пробкой), клапана для подачи рабочей жидкости к поршню-клину (срабатывает при уменьшении давления в обсадной колонне после окончания процесса цементирования скважины), полость для расширяющей добавки к тампонажному раствору (добавка впрыскивается в заколонное межманжетное пространство при пакеровке скважины). Основные технические характеристики пакера типа ПГМД, устанавливаемых на обсадные колонны диаметром 140, 146 и 168 мм, приведены в табл. 11.2. Разработчик и поставщик: ОАО НПО « Буровая техника» . ПАКЕР ГИДРОМЕХАНИЧЕСКИЙ ДВУХМАНЖЕТНЫЙ ПГМД1 Пакер типа ПГМД1 (рис. 11.2) аналогичен по конструкции пакеру типа ПГМД и предназначен для надежной изоляции близкорасположенных продуктивных пластов и обеспечивает оптимальные условия формирования цементного кольца в прилегающих зонах, тем самым исключает проникновение пластового газа и агрессивных жидкостей в твердеющую тампонажную смесь. Защищает цементный камень от ударной волны при перфорации эксплуатационной колонны, сохраняет его контакт с трубами при из менении осевых нагрузок на обсадную колонну, центрирует смежные участки колонны. Введение расширяющейся добавки в межманжетное пространство при пакеровке скважины позволяет увеличить объем твердеющего тампонажного раствора. Область применения пакеров типа ПГМД1 – скважины с номинальным диаметром 216 мм с обсадными колоннами диаметром 140–168 мм. Основные технические характеристики пакеров типа ПГМД1 приведены в табл. 11.3. Технические характеристики пакеров типаПГМД1 Показатель Наружный диаметр пакера, мм Наружный диаметр центратора, мм Диаметр проходного канала, мм Длина пакера в рабочем положении, мм Масса пакера в рабочем положении, кг Максимальный перепад давления между разобщенными зонами при номинальном коэффициенте пакеровки, ð, ÌÏà Управляющее давление установки пакера , МПа, не менее Максимальное избыточное давление на корпус пакера, МПа: внутреннее наружное Максимальная растягивающая осевая нагрузка на корпус пакера, кН Коэффициент пакеровки ПГМД 1.140 ПГМД.146 ПГМД 1.168 184 210 124 184 210 130 204 210 144 2400 2400 2400 80 80 110 17,5 17,5 17,5 2,0 2,0 2,0 35,0 30,0 35,0 30,0 35,0 30,0 800 1,23 850 1,23 950 1,23 Рис. 11.2. Пакер гидромеханический двухманжетный типа ПГМД1: 1, 6 – труба обсадная; 2 – поршень-клин для расширения манжеты; 3 – уплотнительная манжета; 4 – муфта соединительная; 5 – втулка защитная Разработчики пакеров типа ПГМД1: АООТ « Тяжпрессмаш» и ОАО НПО « Буровая техника» . Изготовитель: АООТ « Тяжпрессмаш» . ПАКЕРЫ ЗАКОЛОННЫЕ ГИДРАВЛИЧЕСКИЕ ТИПОВ ПЗГ И ПЗМ Пакер типа ПЗГ (рис. 11.5) предназначен для установки в составе обсадной колонны как в интервале цементирования, так и вне его, для обеспечения надежной изоляции продуктивных пластов. Кроме функции разобщения пластов и предотвращения межпластовых перетоков жидкостей и газа пакер обеспечивает оптимальные условия для формирования цементного кольца в прилегающей к пакеру зоне затрубного пространства. В частности, исключает возможность проникновения газа и агрессивных жидкостей в твердеющую тампонажную смесь, центрирует обсадную колонну в скважине и вызывает образование над ним зоны седиментационного уплотнения смеси. Технические характеристики пакеров типа ПЗГ Показатель Наружный диаметр, мм, не более Диаметр проходного канала, мм, не менее Максимальный перепад давления между разобщенными пакером зонами, МПа ПЗГ -140-1 ПЗГ -146-1 ПЗГ 168-1 ПЗГ -178-1 ПЗГ -140-2 ПЗГ -168-2 ПЗГ -146-2 ПЗГ -178-2 ПЗГ -140-3 ПЗГ -168-3 177 177 200 203 177 177 198 209 172 200 120 126 144 155 124 130 144 155 120 150 17,5 17,5 17,5 15,0 17,5 12,0 12,0 12,0 12,0 12,0 Рис. 11.5. Пакер типа ПЗГ: 1 – муфта обсадной колонны; 2 – корпус; 3 – подвижный обжимной стакан; 4 – уплотнительный элемент; 5 – канал для подвода жидкости; 6 – неподвижный обжимной стакан; 7 – узел клапанный; 8 – резьба обсадных труб; 9 – полый срезной штифт В составе обсадной колонны, при необходимости, может быть больше одного пакера типа ПЗГ. Пакер может быть использован отдельно, а также совместно с муфтой ступенчатого или манжетного цементирования. Пакер типа ПЗГ состоит из корпуса 2, на обеих концах которого выполнены присоединительные резьбы обсадных труб по ГОСТ 632–80. Сверху к корпусу навинчивается муфта 1. На корпус установлен уплотнительный элемент 4, крепление которого осуществляется с помощью подвижного 3 и неподвижного 6 обжимных стаканов. Фиксация нижнего стакана осуществляется с помощью полого срезного штифта 9, в котором установлен клапанный узел 7, используемый для подачи жидкости к каналу 5 подвода жидкости под уплотнитель. По своему назначению и способу приведения в действие пакер типа ПКЗ аналогичен серийному пакеру типа ПГП и отличается меньшей длиной, весом, отсутствием в проходном канале подвижных деталей, которые могут быть сдвинуты или повреждены в процессе эксплуатации. Кроме того, отличительной особенностью этого пакера является возможность его использования вне зоны цементирования, пакеровка давлением, не превышающим допустимого для уплотнительного элемента и возможность ступенчатой пакеровки с разрывом во времени после цементирования. Пакер типа ПЗГ создан для обсадных колонн диаметром 140, 146, 168 и 178 мм. Основные параметры пакера типа ПЗГ приведены в табл. 11.5. Изготовитель: ОАО НПО « Буровая техника» . Пакер типа ПЗМ предназначен для обеспечения высокой технологичности изоляции продуктивного пласта перед гидравлическими разрывами или нагнетанием вытесняющих агентов при особо интенсивных режимах эксплуатации скважин. В составе пакера устанавливаются один или несколько модулей надувных уплотнительных элементов рукавного типа. Уплотнительные элементы автоматически заполняются тампонажным раствором из заколонного пространства скважины при заданных изменениях давления в обсадной колонне сразу после окончания процесса цементирования скважины. На рис. 11.6 показаны пять позиций последовательности выполнения - Рис. 11.6. Последовательность выполнения операций при использовании пакера заколонного проходного гидравлического многомодульного типа ПЗМ: à – раствор тампонажный; б – жидкость продавочная; I – процесс цементирования скважины; II – момент окончания цементирования скважины; III – приведение в действие затрубного перекрывателя; IV – процесс пакеровки скважины (продавливания тампонажного раствора через модули уплотнительных элементов); V – момент окончания пакеровки скважины; 1 – клапан регулировочный; 2, 4, 8 – модули уплотнительных элементов; 3, 6 – клапаны редукционные; 5 – пробка цементировочная специальная; 7 – корпус пакера; 9 – впускной канал; 10 – затрубный перекрыватель; 11 – клапан, защищенный сбивным элементом; 12 – верхний ограничитель перемещения цементировочной пробки; 13 – нижний ограничитель перемещения цементировочной пробки; 14 – обратный клапан обсадной колонны; 15 – башмак обсадной колонны Технические характеристики пакеров типа ПЗМ Шифр пакера ПЗМ -140 ПЗМ -146 ПЗМ 168 Диаметр обсадной колонны, оборудованной пакерамм 140 146 168 Наружный Внутренний Максимальный Длина пакера диаметр диаметр па- диаметр скважи- в рабочем ны компа- положении, пакера, мм кера, мм 178 178 198 124 124 144 новки пакера, мм 245 245 275 ìì 9300 9300 9300 работ по цементированию обсадных колонн диаметром 140–168 мм с использованием пакера типа ПЗМ. В частности, на нем показаны: корпус пакера, комплекты уплотнительных элементов (могут содержать расширяющуюся добавку для тампонажного раствора), затрубный перекрыватель (направляет в модули уплотнительных элементов поток тампонажного раствора, вытесняемого из-под пакерной зоны), клапан, защищенный сбивным элементом (обеспечивает приведение в действие затрубного перекрывателя), регулировочный клапан (поддерживает заданное давление в модулях уплотнительных элементов при продавливании через них тампонажного раствора), редукционные клапаны (обеспечивают рациональный режим заполнения модулей уплотнительных элементов тампонажным раствором и поддержание в них необходимого рабочего давления), впускной клапан, специальная цементировочная пробка, верхний ограничитель перемещения цементировочной пробки (снабжен разрушаемым фиксатором пробки, обеспечивающим создание в обсадной колонне давления, необходимого для приведения в действие затрубного перекрывателя), нижний ограничитель перемещения цементировочной пробки (после окончания процесса цементирования скважины обеспечивает открытие дополнительных циркуляционных отверстий обсадной колонны для отбора в нее рабочей порции тампонажного раствора), обратный клапан обсадной колонны, башмак обсадной колонны. Основные технические характеристики пакеров типа ПЗМ приведены в табл. 11.6. Разработчик: ОАО НПО « Буровая техника» . Изготовитель: АООТ « Тяжпрессмаш» . ЗАКОЛОННЫЙ ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ ПАКЕР ТИПА ПДМ ДЛЯ СТУПЕНЧАТОГО И МАНЖЕТНОГО ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ СКВАЖИН Пакеры типа ПДМ (рис. 11.7) обеспечивают проведение двухступенчатого и манжетного цементирования скважины с созданием герметичной перемычки в заколонном пространстве над поглощающими и проявляющими пластами. Конструктивная простота уплотнительного элемента соче- тается с его надежностью при пакеровке в устойчивом стволе скважины и предыдущей обсадной колонне. Эффективность пакера доказана при цементировании скважин на месторождениях Северного Кавказа, Пермской области и шельфа Вьетнама. Разработан размерный ряд пакеров на эксплуатационные колонны. Основные технические характеристики пакера приведены в табл. 11.7. Выполняется разработка размерного ряда пакеров на обсадные колонны, используемые для промежуточных колонн. Технические характеристики пакеров типа ПДМ Диаметр Наружный Внутренний Длина паке- Масса паке- Длина упТип пакера обсадной диаметр диаметр лотнителя колонны, ðà, ìì ðà, êã мм пакера, мм пакера, мм пакера, мм ПДМ 140 ПДМ ПДМ ПДМ 146 ПДМ 146-1 ПДМ 146-2 ПДМ 168-1 ПДМ 168-2 ПДМ 168-3 ПДМ 178-1 ПДМ 178-2 139,7 139,7 139,7 146,0 146,0 146,0 168,3 168,3 168,3 177,8 177,8 172 177 177 177 177 183 200 198 200 203 209 120 120 124 130 126 126 150 144 144 155 155 3250 3320 3320 3250 3320 3250 3250 3250 3250 3320 3320 200 230 215 230 250 250 270 280 300 245 280 1190 1190 1190 1190 1190 1190 1190 1190 1190 1190 1190 ОСОБЕННОСТИ РАБОТЫ ЗАКОЛОННЫХ ПАКЕРОВ В конструкциях забоя скважин (рис. 1.1, б — г) предусмотрено применение заколонных пакеров. В табл. 1.1 представлена информация об основных направлениях применения заколонных пакеров при креплении скважин. Установленные на обсадной колонне заколонные пакеры разной конструкции обеспечивают надежную изоляцию пластов между собой и предупреждают перетоки нефти, газа или воды через цементное кольцо в затрубном пространстве. Особенно нужны эти пакеры тогда, когда водяные, нефтяные или газовые горизонты находятся на незначительном расстоянии друг от друга и когда во время операций освоения скажин или в период их эксплуатации необходимо создавать большие депрессии на пласт, а значит, и большие градиенты давлений на один метр цементного кольца. В США внедрены в практику пакерующие корзины при манжетном цементировании. Эти корзины выполнены по аналогии с пружинными центраторами, но в нижней половине пружины расширены и установлены с обоюдным перекрытием. Корзины позволяют создавать в заданных зонах скважины седиментационно уплотненный цементный камень. Таблица 1.1 Технические реализации Пакерующая корзина средства Основные направления применения Отсутствие каверн, седиментационно устойчивый там-понажный раствор, неограниченный температурный диапазон, наиболее ограниченный перепад давления Пакер-фильтр Отсутствие каверн, неограниченная седиментационная устойчивость тампонажного раствора, неограниченный температурный режим, ограниченный перепад давления Скважинный нагреватель, Отсутствие каверн, седиментационно сква-жинный вибратор устойчивый там-понажный раствор, ограниченный температурный режим и перепад давления Заколонные проходные Отсутствие значительных каверн, гидравлические и устойчивая стенка скважины, повышенное гидромеханические пакеры или среднее управляемое давление установления пакера, существенно повышенный перепад давления Заколонный гидравлический Отсутствие каверн, седиментационно пакер с металлическим устойчивый там-понажный раствор, уплотняющим элементом ограниченный температурный диапазон, наиболее повышенный перепад давления В ТатНИИнефть разработан и нашел применение на практике пакерфильтр, устанавливаемый на обсадной колонне. Это приспособление представляет собой патрубок, в котором вмонтирован фильтрующий элемент с обратным клапаном для пропуска фильтрата цементного раствора из затрубного пространства внутрь колонны через специальные отверстия, перекрытые срезающими заглушками. Пакер-фильтр срабатывает после открытия отверстий в результате срезания заглушек цементирующей пробкой и снижения давления в цементирующей головке до атмосферного. Под действием перепада давления между затрубным и внутритрубным пространствами тампонажный раствор отдает избыточную воду не в пласт, а внутрь обсадной колонны, а твердая фаза смеси уплотняется в зоне фильтра. А. К. Куксов предложил в локальной зоне прогревать тампонажный раствор разными средствами, но для этого нужен большой арсенал технических средств. Наиболее радикальное средство улучшения изоляции пластов в строго заданных интервалах заколонного пространства скважины - применение заколонных пакеров, включающих в себя уплотняющий элемент в виде эластичной манжеты разной конфигурации. Манжета пакера должна представлять собой резиновое, резинотканевое или резинометаллическое изделие. По схеме уплотнения пакерующих приспособлений пакеры делятся на механические и гидравлические. Пакеры, не перекрывающие канал обсадной колонны, называются проходными. Пакеры устанавливаются как в зоне ранее обсаженной колонны, так и в открытом стволе. В США наиболее широко применяются пакеры фирмы "Lynes". Пакер состоит из рукавного уплотнителя и клапанной муфты. Пакер или несколько пакеров устанавливаются в скважине на любых необходимых глубинах для обеспечения надежной герметизации пространства между обсадной колонной и стенкой скважины. Пакерование осуществляется после посадки цементирующей пробки на стоп-кольцо и повышения давления в колонне до необходимого. Жидкость, заполняющая обсадную колонну в зоне установления пакера, поступает в рабочую полость уплотняющего элемента через канал в клапанной муфте. При этом рукав уплотняющего элемента расширяется, прижимаясь к стенке скважины. Жидкость поступает в рабочую полость и удерживается там двумя обратными клапанами, один из которых осуществляет защиту пакера при последующих технологических операциях в обсадной колонне, например, при гидравлическом разрыве пласта. При установлении на колонне нескольких пакеров в них монтируются срезные шпильки, разрушающиеся при разных давлениях. Срабатывают пакеры при повышении давления в цементирующей головке. В зависимости от конкретных геолого-технических условий крепления скважины заколонные пакерные приспособления для двухступенчатого или манжетного цементирования могут применяться для следующих целей: разобщения поглощающих или проявляющих пластов в интервале цементирования или ниже его; защиты продуктивного пласта от контакта с тампонажным раствором; обеспечения необходимой высоты подъема тампонажного раствора в затрубном пространстве. Цель применения пакера определяется конкретными технологическими задачами разобщения пластов при креплении скважины. При этом конструкция заколонного пакера и принцип приведения его в действие должны обеспечивать его защиту от преждевременного износа в процессе спуска обсадной колонны, во время промывок скважины и цементирования ее интервала ниже пакера. Кроме того, конструкция пакера должна обеспечивать технологичность ее использования и надежный контроль за его работой в скважине во время цементирования независимо от глубины его установки. После изоляции пакером поглощающего интервала или пласта его уплотняющий элемент в процессе цементирования скважины выше пакера воспринимает перепад давления сверху вниз, обусловленный разницей между гидростатическими давлениями столбов жидкостей, а также гидродинамическими сопротивлениями в заколонном пространстве над пакером и давлением в поглощающем пласте. В случае изоляции проявляющего пласта этот перепад давления на уплотняющий элемент пакера на протяжении периода ожидания затвердения цемента (ОЗЦ) начинает действовать сверху вниз в связи со снижением гидростатического давления столба тампонажного раствора в процессе его твердения и схватывания. Поэтому избыточное давление пакерования должно быть подобрано с учетом сохранения герметизующей способности уплотняющего элемента пакера при возможных изменени- ях воздействующего на него перепада давления. Установлено, что оптимальные значения избыточного давления пакерования для заколонных гидравлических пакеров находятся в пределах 8-10 МПа. При использовании заколонного гидравлического пакера для двухступенчатого или манжетного цементирования скважины расширение его уплотняющего элемента осуществляется закачиванием под него продавочной жидкости из обсадной колонны, в качестве которой, как правило, используется буровой раствор, находящийся в скважине перед ее цементированием. Однако при использовании этого пакера для проведения манжетного цементирования уплотняющий элемент пакера целесообразно заполнять начальной порцией тампонажного раствора, закачивающегося в скважину по обсадной колонне вслед за разделяющей пробкой, которая устанавливается в па-кере. При установке заколонного пакера на башмаке обсадной колонны полость уплотняющего элемента заполняется порцией тампонажного раствора из обсадной колонны в любой момент операции его продавливания в заколонное пространство скважины. При установке заколонных пакеров ступенчатого и манжетного цементирования в открытой части ствола скважины, особенно непосредственно над изолирующим, поглощающим или проявляющим пластом, наиболее надежно использование пакеров с упругорасширяющимся уплотняющим элементом подвижного типа, т.е. гидравлическим. Такой пакер обеспечивает достаточно надежную изоляцию пласта при наличии в интервале его установки небольших каверн и неровностей ствола скважины. При установке в номинальном диаметре ствола скважины, составленного плотными и непроницаемыми породами, или в нижней части предыдущей обсадной колонны целе- сообразно использовать более простой и дешевый гидромеханический пакер с уплотняющим элементом осевого сжатия или радиального расклинивания. Для манжетного цементирования и заканчивания скважины с конструкцией открытого типа одинаково технологичны в использовании следующие паке-ры: заколонный пакер с циркуляционным клапаном, приводимый в действие посадкой в него падающей пробки; пакер с цементирующей муфтой, приво-димый в действие последовательным образованием избыточного давления в обсадной колонне после перекрытия ее башмака разделяющей пробкой или шаром; пакер, приводимый в действие избыточным давлением, с цемен-ти-рующей муфтой, которая срабатывает от падающей пробки. На рис. 1.2, а, б изображен уплотняющий элемент гидравлического пакера, конструкция Рис. 1.2. Уплотняющий элемент гидравлического пакера в восходящем (Щ и рабочем ( •) состояниях которого предупреждает возможность миграции газа или жидкости по телу рукава. Уплотняющий элемент гидравлического пакера состоит из корпуса 2, на котором при помощи конечной присоединительной арматуры / закреплен резинотканевый рукав, состоящий из внутреннего 3 и внешнего 7 резиновых слоев и промежуточного силового тканевого слоя 6. Между внутренним и силовым слоями рукава по винтовой линии намотаны запаянные с двух сторон и заполненные компонентами твердеющей массы эластичные саморазрушающиеся трубки 4, на которых установлены прокалывающие скобки 5, выполненные в виде разрезанного кольца с высаженными внутрь иглами 8. Приспособление работает следующим образом. Уплотняющий элемент вместе с узлами пакера присоединяют к обсадной колонне и спускают в скважину. По окончании процесса цементирования и срабатывания клапанного узла пакера жидкость из обсадной колонны через канал А поступает в полость уплотняющего элемента, раздувает его до состояния прижатия к стенке скважины. При последующем повышении давления прокалывающие скобки 5 разрушают стенки эластичных трубок 4, и компоненты твердеющей массы, которые, будучи вытесненными из трубки, перемещаясь, образуют крепкое монолитное соединение внешнего 7, внутреннего 3 и силового 6 слоев рукава. Компоненты твердеющего слоя в трубках 4 уплотняющего элемента подбирают таким образом, чтобы не произошло их преждевременное твердение при проколе трубки в процессе спуска приспособления в скважину. Уплотняющие элементы гидромеханического пакера, разработанные ВНИИБТ, изображены на рис. 1.3 в трех вариантах. Приспособление по первому варианту (рис. 1.3, а, I) включает в себя корпус 6 с радиальными отверстиями А, на нем установлена секционная манжета 5, средняя часть которой 7 закреплена на корпусе срезным штифтом 8, поршень-проталкиватель 2, защитную втулку / (на рисунке показана лишь частично), перекрывающую радиальные отверстия А в корпусе 6, упор 9, ограничители 4 хода поршня-проталкивателя и средней части манжеты. Поршень-проталкиватель 2 и упор 9 оборудованы элементами торцовой защиты 3. Это приспособление работает следующим образом. По окончании процесса цементирования скважины защитная втулка /, перемещаясь вниз, открывает радиальные отверстия А. Срабатывание защитной втулки может осуществляться путем устранения давления в цементирующей головке. При нарастании избыточного давления в обсадной колонне жидкость, поступающая сквозь радиальные отверстия А корпуса 6, перемещает поршеньпроталкиватель 2, который, в свою очередь, перемещает взаимодействующие с ним манжеты 5 и ограничитель 4 в строго заданное положение (рис. 1.3, а, II). При дальнейшем повышении давления поршень-проталкиватель 2 с помощью ограничителя 4 взаимодействует со средней частью 7 секционной манжеты, срезая штифт 8 и перемещая среднюю часть манжеты до контакта с верхним ограничителем 4 в положение, показанное на рис. 1.3, а, III. Приспособление по второму варианту (рис. 1,3, б, I) состоит из корпуса б с радиальными отверстиями А и Б, установленной на нем манжеты 5, средняя часть которой 7 неподвижно закреплена на корпусе; основного поршняпроталкивателя 2 с ограниченным ходом и большой рабочей площадью, воспринимающей внутриколонное давление; защитных втулок / (на рисунке показаны лишь частично), перекрывающих радиальные отверстия А и Б в корпусе 6. Поршни-проталкиватели 2 и 3 оборудованы элементами торцовой Рис. 1.3. Секционные уплотняющие элементы гидромеханического пакера: а, б — первый и второй основные элементы; в — дополнительный элемент защиты 3. Корпус обладает ограничителем хода основного поршня, выполненным в виде разрезного кольца. Это приспособление работает следующим образом. По окончании процесса цементирования скважины защитные втулки /, перемещаясь, открывают радиальные отверстия А и Б. Втулки срабатывают как в первом варианте. При нагнетании избыточного давления в обсадной колонне жидкость, поступающая сквозь радиальные отверстия А и Б в корпусе, действует на рабочие площади поршней-проталкивателей 2 и 3. Так как площадь поршняпроталкивателя 2 больше площади поршня-проталкивателя 2', то под воздействием избыточного давления в первую очередь переместится поршеньпроталкиватель 2, обладающий ограниченным ходом, позволяющим переместить взаимодействующие с ним секции манжеты 5 в строго определенное положение, которое показано на рис. 1.3, б, I. При дальнейшем повышении давления в обсадной колонне поршень-проталкиватель 2 перемещает смежные с ним секции манжеты 5 в положение, изображенное на рис. 1.3, б, II. Проходные пакеры для радиального повышения качества разобщения пластов ВНИИБТ разработаны заколонные гидравлические пакеры типов ППГ и ПК (рис. 1.4, а — г). Каждый пакер включает в себя два основных элемента: рукавный уплотнитель и клапанный узел. Рукавный уплотнитель состоит из корпуса, на который с зазором посажен уплотняющий элемент с резиновотканевого упругорасширяющегося рукава, закрепленного на концах корпуса стальными сжимающими обоймами. В теле корпуса находятся каналы для подачи рабочей жидкости в уплотняющий элемент. Клапанный узел включа21 Рис. 1.4. Заколонные приходные гидравлические пакеры: / — корпус рукавного уплотнителя; 2 — упругорасширяющийся рукав; 3 — обжимающий стакан; 4 — корпус клапанного узла; 5 — дифференциальная втулка; 6 — резиновая пропускная манжета одностороннего действия; 7 срезной винт; 8 - держатель с пружинными лапами; 9 - винт с пустотелой ножкой; 10 — вставка . В пакере-контейнере между рукавным уплотнителем и клапанным узлом установлен кольцевой контейнер, обеспечивающий заполнение уплотняющего элемента двухкомпонентной твердеющей смесью, отдельную доставку компонентов к месту пакерования и совместную их закачку в полость уплотняющего элемента с достаточно равномерным смешиванием. Это достигают разделением кольцевой рабочей полости контейнера по длине на несколько участков специальными кольцевыми разделителями с пропускными оторочками. Рабочую полость заполняют смолами МФ-17 и ФР-12 с чередованием их по участкам. Смолы с контейнера в рукавный уплотнитель закачивают путем их вытеснения жидкостью, поступающей с обсадной колонны под заданным давлением. При этом от каждой пропускной оторочки зона перемещения расширяется потоком. Некоторое количество кольцевых разделителей в рабочей полости контейнера обеспечивает уменьшение и наложение указанных зон, вследствие чего смолы довольно равномерно смешиваются при их закачке в рукавный уплотнитель. Образовавшаяся смесь через 5 сут дает прочность на сжатие 10-11 МПа. Пакеры типа ППГ и ПК приводятся в действие аналогично заколонному пакеру фирмы "Lynes". Для запакерования скважины по окончании закачки в обсадную колонну продавливающей жидкости увеличивают давление и выдерживают под ним в продолжение некоторого времени (не менее 5 мин). При этом уплотняющий элемент расширяет корпус, где установлены элементы, выполняющие функции впускного и запорного клапанов, а также предупреждающие несвоевременное срабатывание клапана Таблица 1.2 Показатели ППГ146 ППГ148 ПК146 ПК148 номинальном - 1,25 14 14 20 20 максимальном — 1,45 10 10 20 20 Минимальное внутреннее избыточное давление, при 5,5 котором пакер приводится в действие, МПа 5,8 5,6 5,8 Максимальный коэффициент пакерования 1,45 1,45 1,45 1,45 Максимальная рабочая температура, К 373 373 373 373 Расстояние, перекрываемое уплотняющим пакером, 1180 мм 1180 1180 1180 Длина пакера в рабочем состоянии, мм 4375 4375 11175 11175 Внешний диаметр пакера, мм 172 195 172 195 Диаметр проходного канала, мм 124 144 124 144 Масса пакера в рабочем состоянии, кг 270 360 530 700 внешнее 30 24 30 24 внутреннее 20 20 20 20 800 800 800 Максимальный перепад давления между разобщенными зонами, МПа, при коэффициенте пакерования: Максимальное избыточное давление на корпусе пакера, МПа: Максимальная растягивающая осевая нагрузка на 800 корпус пакера, кН Клапанный узел пакеров типа ППГ и ПК поочередно выполняет следующие функции: до завершения процесса цементирования исключает попадание жидкости продавливания в рабочую полость рукавного уплотнителя; после посадки цементной пробки на стоп-кольце соединяет эту полость с внутренним пространством обсадной колонны при дополнительном повышении давления в цементирующей головке; после снятия избыточного давления в цементировочной головке после пакерования скважины герметично закрывает рабочую полость рукавного уплотнителя; при последующих повышениях давления в обсадной колонне предупреждает соединение этой полости с полостью колонны. Цементирование обсадной колонны, оборудованной пакером типа ППГ или ПК, к моменту "стоп" не отличается от обычного процессса прямого одноступенчатого цементирования. При прохождении цементировочной пробки сквозь пакер элемент его защиты от несвоевременного срабатывания выводится из рабочего состояния, что отмечается незначительным всплеском давления в нагнетательной линии. Этим обеспечивается подготовка клапанного узла к срабатыванию при создании в цементировочной головке заданного давления. Вследствие действия давления, создающегося после посадки цементировочной пробки на стоп-кольцо, срезается винт, удерживающий дифференциальный золотник. Последний, перемещаясь вверх, обеспечивает гидравлическую связь между рабочей полостью уплотняющего элемента и полостью обсадной колонны. В табл. 1.2 помещены данные о пакерах ППГ и ПК. Разбухающие пакеры Обводнение скважины уменьшает ценность актива и приводит к дополнительным капитальным/эксплуатационным затратам на ремонтные работы. Это также может привести к задержке добычи нефти. Уделяя особое внимание процессу разобщения интервалов на этапе цементирования, можно минимизировать многие проблемы, связанные с разобщением интервалов. С помощью подробного анализа программы цементирования можно определить возможности для улучшения как материалов, так и качества выполнения работ. Это особенно важно в зонах, где несколько продуктивных интервалов (нефть и вода) залегают непосредственно друг над другом и имеют различные пластовые давления. Одним из методов улучшения герметичности затрубного пространства и общей технологии цементирования является использование разбухающих пакеров. Обводнение скважины уменьшает ценность актива и приводит к дополнительным капитальным/эксплуатационным затратам на ремонтные работы. Это также может привести к задержке добычи нефти. Уделяя особое внимание процессу разобщения интервалов на этапе цементирования, можно минимизировать многие проблемы, связанные с разобщением интервалов. Эта практика получила широкое применение особенно в последние годы. Многих осложнений в разобщении интервалов, возникающих из-за некачественного первичного цементирования, можно избежать путем установки разбухающих пакеров в обсадную колонну. В производстве разбухающих пакеров используют эластомеры, сорбирующие ту или иную жидкость и самостоятельно увеличивающиеся в размерах при контакте со скважинной средой. Такими флюидами могут являться буровой раствор, применявшийся при бурении ствола, буферная жидкость для первичного цементирования, а также добываемые или закачиваемые жидкости. Из смеси эластомеров изготавливают специальные составы, разбухающие в водных или углеводородных средах. При разбухании эластомерный уплотнительный элемент соприкасается со стенкой скважины или цементным камнем. После такого соприкосновения разбухание эластомера продолжается, что создает стойкий к действию давления герметичный контакт между уплотнительным элементом и стенкой скважины. В тех местах, где цемент отсутствует, уплотнительный элемент обеспечивает гидравлическое разобщение за счет собственной длины и создаваемого давления. Такие пакеры следует устанавливать на тех глубинах, где разобщение интервалов наиболее необходимо. Существует несколько способов изготовления разбухающих пакеров. Разбухающие пакеры для первичного цементирования имеют конструкцию, в которой разбухающий эластомер обернут и приклеен вокруг укороченной обсадной трубы. Труба-основание имеет такие же диаметр, удельный вес и марку стали, как и обсадная колонна, в которой будет установлен пакер. Соединения пакера – как и у обсадной колонны. На обеих сторонах эластомерного уплотнения используются антиэкструзионные торцевые кольца для защиты эластомера в процессе установки, а также для предотвращения выдавливания эластомера при возникновении перепада давления на пакере (рис. 1). Существуют два основных типа эластомеров: один разбухает в присутствии жидкости на углеводородной основе, другой – в присутствии жидкости на водной основе. Кроме эластомеров, разбухающих в нефти и воде, есть и гибридные эластомеры (способность разбухать в нефти и/или воде). Для активации пакеров не требуются манипуляции с трубой или гидравлическое давление. Когда эластомер вступает в контакт с жидкостью разбухания, она впитывается в структуру эластомера. При впитывании жидкости эластомер растягивается или увеличивается в диаметре до тех пор, пока пакер не соприкоснется со стенкой ствола скважины, или пока не заполнится канал или пустота в цементном камне. Разбухание продолжается, создавая внутреннее давление разбухания. Давление разбухания создает стойкий к действию давления герметичный стык при подаче дифференциального давления. Давление разбухания является функцией свойств жидкости разбухания, температуры и времени. Тип эластомера определяется заканчиванием или предполагаемой добываемой жидкостью, а также параметрами ствола скважины, в первую очередь забойной температурой. Если предполагаемая жидкость имеет углеводородную основу, следует спускать пакер, разбухающий под действием углеводородов; если предполагаемая жидкость имеет водную основу, следует спускать пакер, разбухающий под действием воды. В случае неопределенности нужно спускать гибридный разбухающий пакер. Размеры пакера определяются диаметром компоновки заканчивания, диаметром ствола скважины, а также вероятностью закачки цементного раствора в зону вокруг пакера. Длина эластомерного уплотнения определяется предполагаемыми перепадами давления, которые будут возникать в процессе добычи. Как правило, наружный диаметр (НД) пакера на 0,375 дюймов (9,525 мм) меньше диаметра открытого ствола скважины, но часто бывает меньше для предотвращения эквивалент циркуляционной плоскости (ЭЦП) и создания необходимой толщины цементного кольца. Если исторические данные по эксплуатации показывают, что цементирование выполнено успешно, тогда следует использовать пакер с уменьшенным диаметром для обеспечения достаточного для цементирования зазора кольцевого пространства и в то же время для обеспечения герметичности в случае образования каналов в цементном камне или в микрозазоре затрубья.Описание проблем и их решение с помощью разбухающих пакеров Проблема потери герметичности затрубного пространства возникает в течение определенного времени – в течение нескольких недель или нескольких лет после первичного цементирования. Причины могут быть разными: от неполного вытеснения бурового раствора, раннего притока газа в процессе гидратации цемента до разрушения цементного камня, от растяжения на раннем этапе эксплуатации скважины. На любом разрабатываемом месторождении, где есть проблемы с качеством цементирования, необходимо проводить критический анализ процедур бурения и цементирования для определения возможностей улучшения и потенциального устранения проблем. Для этих целей разбухающие пакеры признаны оптимальным решением. Не существует способов непосредственного определения качества очистки интервала от бурового раствора во время цементирования. Из-за неполного вытеснения раствора в кольцевом пространстве могут оставаться каналы из бурового раствора или слои глинистой корки, которые препятствуют разобщению. Плохое вытеснение бурового раствора может происходить по ряду причин. Основным фактором здесь является смещение обсадной колонны от оси скважины, из-за чего возникает асимметрия потока раствора. Асимметрия потока раствора возникает из-за смещения обсадной колонны от оси скважины. При смещении обсадной колонны в стволе разница в скорости высоковязких растворов в широкой и узкой частях затрубного пространства может достигать соотношения 4:1. Чтобы преодолеть этот фактор, для хорошего вытеснения бурового раствора требуются высокие скорости закачки. Создаваемые при этом значения эквивалентной циркуляционной плотности могут препятствовать достижению скоростей закачки, необходимых для вытеснения бурового раствора в нижней части затрубного пространства у стенки ствола. На рис. 2 показано, что из-за асимметрии потока вокруг смещенной в открытом стволе обсадной колонны может оставаться невытесненный буровой раствор. Он может образовывать канал перетоков между пластами или серьезно ухудшать целостность скважины. Считается, что нарушение герметичности затрубного пространства происходит по одному из двух механизмов: разрушение цементного камня и/или образование затрубного микрозазора. Эти дефекты обычно проявляются только после того, как скважина проработает определенное время. Самые общие признаки нарушения герметичности заколонного пространства – это повышение обводненности, потеря продукции скважины в соседние интервалы, а также повышенное затрубное давление. Даже для того, чтобы выявить эти осложнения, могут потребоваться значительные расходы, например, на промысловый каротаж. Для восстановления герметичности затрубного пространства традиционно применяется цементирование под давлением. Стоимость таких РИР весьма значительна. Во многих случаях нарушение герметичности цементного стакана происходит даже при высоком качестве первичного цементирования. За последние десять лет технологии цементных растворов были серьезно улучшены. Такие растворы часто разрабатывают под конкретные условия работ. Тем не менее лабораторные испытания свойств цемента и закачки раствора выполняются в уменьшенном масштабе и в условиях, которые не эквивалентны реальным условиям в скважине. По этой причине они не могут спрогнозировать ряд фактических условий, которые приводят к нарушению цементного камня. Одним из таких условий является разрушение под действием растягивающих нагрузок. В процессе эксплуатации скважины цементное кольцо в большинстве случаев разрушается из-за растягивающих нагрузок. Предел прочности цементного камня на растяжение составляет ок. 25% от его прочности на сжатие. Существуют две основные причины возникновения избыточных растягивающих нагрузок: 1) избыточное давление опрессовки обсадных колонн, нарушающее цементный камень в нижней части обсадной колонны (от половины до трех четвертей ее длины); 2) высокая температура в процессе добычи в верхней части ствола (от четверти до двух третей его длины). На рис. 3 показано повреждение цементной стяжки. Расширение обсадной колонны при изменениях давления и температуры создает в цементном стакане напряжения, направленные по касательной к окружности и в радиальном направлении (рис. 4). Радиальные напряжения направлены перпендикулярно оси скважины в толщу цементного камня. Перпендикулярно радиальному действует касательное по окружности (тангенциальное) напряжение. В наибольшей степени радиальное и тангенциальное напряжения сконцентрированы в месте соприкосновения обсадной трубы и цементного камня. Предотвратив возникновение таких напряжений на внутренней поверхности цементного стакана, можно было бы избежать его разрушения. Здесь разбухающий пакер полностью окружен цементом, а избыточные напряжения, вызванные изменениями давления и температуры, поглощаются за счет сжатия эластомерного элемента. На рис. 5 показано, что эластомерное уплотнение длиной 20 футов (6,1 м) может защитить от повреждения цементный стакан высотой 20 футов (6,1 м), что достаточно для разобщения флюидов. Торцевые упорные кольца уплотнительного элемента разбухающего пакера помогают ограничить изменение размера обсадной трубы в радиальном направлении. Это решение увеличивает толщину металла вдоль уплотнения, создаваемого эластомерным элементом, что снижает вероятность смещения в диаметральной плоскости. На рис. 6 сравниваются сдвиги в диаметральной плоскости для обсадной колонны размером 5,5 дюйма (139,7 мм) и для такой же колонны, в которой установлен пакер. Можно увидеть, что это смещение значительно уменьшилось. Тем не менее даже такого смещения может оказаться достаточно для разрушения цементной стяжки. В то время как торцевые упорные кольца ограничивают величину смещения, эластомерный материал может сжиматься и поглощать смещение в диаметральной плоскости. В результате этого цементное кольцо вокруг разбухающего пакера не подвергается избыточным нагрузкам, которые могли бы вызвать разрушительные напряжения. На рис. 7 показана зависимость объемной деформации эластомера, в соответствии с которой его объем уменьшается при повышении давления. Результаты были получены при испытании на трехосное сжатие, представляющее нагрузки на пакер, полностью окруженный цементным камнем. В конечном итоге включение в конструкцию обсадной колонны пакера с уплотнительным эластомерным элементом длиной 20 футов (6,1 м) дает гарантию сохранения интервала неповрежденного цементного камня длиной 20 футов (6,1 м), даже если в процессе эксплуатации скважины будут возникать напряжения, способные разрушить цементную стяжку. Эти пакеры можно устанавливать, в частности, в следующих критических узлах конструкции скважины:  В кондукторе или технической колонне для предотвращения повышенного затрубного давления;  Между известными водоносными и эксплуатационными горизонтами;  Между эксплуатационными и истощенными горизонтами;  В интервалах, где ожидается разная скорость истощения эксплуатационных объектов. Заколонные перетоки газа во время и после цементирования являются частой проблемой на месторождениях, где нефтяные и газовые коллекторы разрабатываются первичными способами, присутствуют мелкозалегающие газовые пласты, а испытания на гидроразрыв не проводятся регулярно. Пока разобщение интервалов в газовой скважине не достигнуто, может происходить заколонная миграция газа в более мелкозалегающие пласты, что оборачивается дорогостоящей проблемой при их неожиданном вскрытии. Многих осложнений в разобщении интервалов, возникающих из–за некачественного первичного цементирования, можно избежать путем установки разбухающих пакеров в обсадную колонну. В производстве разбухающих пакеров используют эластомеры, сорбирующие ту или иную жидкость и самостоятельно увеличивающиеся в размерах при контакте со скважинной средой. Такими флюидами могут являться буровой раствор, применявшийся при бурении ствола, буферная жидкость для первичного цементирования, а также добываемые или закачиваемые жидкости. Для контроля заколонных перетоков газа в настоящее время с разной степенью успешности используются несколько методов. Очень часто происходит ситуация, когда возникает приток газа при потере гидростатического давления столба цемента над газовым интервалом, когда цемент набирает прочность на сдвиг. Распространенным методом предотвращения этого является закачка цемента в зону над известным мелкозалегающим газоносным горизонтом с помощью второй ступени цементирования. Это достигается путем раздувания заколонного пакера над газовым интервалом с последующей циркуляцией цементного раствора через МСЦ. Миграция газа также может происходить через микрозазор. Разбухающие пакеры доказали свою эффективность в предотвращении перетоков. Выводы Цементирование является главным способом изоляции затрубного пространства нефтяных скважин с самого появления этой отрасли промышленности. Хотя цемент все еще является основным средством герметизации затрубного пространства в большинстве случаев, существуют ситуации, в которых сам по себе он оказывается недостаточным. Разбухающие пакеры успешно дополняют цемент для обеспечения долгосрочной герметичности затрубного пространства. Используя разбухающие пакеры для первичного цементирования, можно достичь следующих целей: 1. Предотвращение заколонных перетоков в микрозазоре между обсадной колонной и цементным кольцом. 2. Блокирование заколонного перетока за счет заполнения и герметизации каналов в цементном камне, образовавшихся из-за плохого вытеснения бурового раствора. 3. Создание режима потока в зоне вокруг пакера, способствующего хорошему удалению бурового раствора. 4. Защита нижней стенки ствола наклонно-направленной скважины от негативного воздействия асимметрии потока в затрубном пространстве. Стоимость разбухающего пакера в дополнение к общей стоимости компоновки заканчивания по сравнению со временем и деньгами, необходимыми для решения проблемы перетоков, очень небольшая. Включив разбухающие пакеры в компоновку заканчивания скважины, можно добиться значительной экономии на внутрискважинных работах в течение всего срока эксплуатации скважины. ПАКЕР ВОДОНАБУХАЮЩИЙ И НЕФТЕНАБУХАЮЩИЙ ПНВ И ПНН Существенными достоинствами набухающих пакеров является: - надежная и необратимая изоляция пластов при строительстве скважин; отсутствие в конструкции пакеров клапанных систем и подвижных частей, обуславливающих возможность отказа пакера; - отсутствие необходимости в проведении специальных операций и специальном спускном инструменте для их установки в скважине; - способность к самозалечиванию и восстановлению герметизирующих свойств. Пакеры с эластомером, набухающим в углеводородной среде маркируются ПНН, а с эластомером, набухающим в водной среде маркируются ПНВ. Пакеры ПНВ и ПНН могут устанавливаться как в обсадной колонне, так и в открытом стволе скважины, применяться на различных этапах строительства скважин, в том числе и при креплении боковых стволов в качестве дублирующего устройства для повышения качества крепления бокового ствола в интервале между подвеской хвостовика и вырезанным окном в эксплуатационной колонне. Пакеры с уплотнительными элементами из набухающих эластомеров могут также применяться для эффективной и надежной изоляции пластов при строительстве горизонтальных и многоствольных скважин, повышения качества цементирования, в комплексах для регулируемого разобщения пластов с фильтрами ФСО или устройствами КРР и во многих других операциях при креплении скважин и разобщении пластов. Пакер набухающий модели ПНВ и ПНН предназначен для разобщения пространства в открытом стволе или обсадной колонне.