Клапан-отсекатель КОГП устанавливается в нижней части гидравлического или механического пакера и имеет проходной канал диаметром 50 мм. Конструкция клапана состоит из корпуса 1, во внутренней полости которого размещена подпружиненная в осевом направлении втулка-толкатель 2, перемещение которой в то или иное положение задается командоаппаратом 3 и обеспечивается созданием давления 2 - 3 МПа с устья скважины. Нижняя часть втулки 2 соединена с хлопушкой 4, предназначенной для закрытия клапана. Временную герметизацию проходного канала и передачу управляющего усилия на втулку 2 обеспечивает запорный шар 5. При открытом клапане запорный шар находится во взвешенном положении в потоке жидкости. Для проведения ремонтных работ в скважине через проходной канал клапана запорный шар 5 извлекают на поверхность с помощью специнструмента.
Для расширения функциональных возможностей и области применения любых типов пакеров нашими специалистами разработан ряд специальных устройств, общий вид которых показан на рис.4.
Рис.4. Специальные устройства для расширения области применения пакеров
Клапан циркуляционный гидравлический КЦГ (рис.4а) устанавливается над пакером и предназначен для закачки жидкости в скважину через межтрубное пространство. Открытие клапана производится созданием в межтрубном пространстве давления с устья скважины не более 0,5 МПа. Клапан может применяться при различных технологических операциях:
· при закачке незамерзающих жидкостей или нефти в межтрубное пространство для защиты устья скважины от промерзания;
· при глушении скважины и выравнивании давления через межтрубное пространство перед извлечением пакера из скважины;
· при освоении скважины для вызова притока из продуктивного пласта;
· для заполнения НКТ при спуске пакеров или выполнения обратной промывки их в наклонно-направленных и горизонтальных скважинах.
Для эксплуатации пакеров без связи с НКТ необходимы надежные и простые в обслуживании разъединительно-соединительные устройства, обеспечивающие отсоединение НКТ после установки пакера и извлечение его из скважины. Специалистами НТЦ "ЗЭРС" разработаны два типа таких устройств: разъединитель гидравлический модели РГК (рис.4б) и разъединитель механический РМБ (рис.4в).
Разъединитель гидравлический состоит из муфты-переводника 1 и ствола захватного 2, соединенных между собой кулачковым механизмом. Отсоединение муфты 1 от ствола 2 происходит автоматически после установки пакера. Разъединитель гидравлический обеспечивает отсоединение НКТ от пакера на любой глубине скважины, в том числе и в горизонтальных ее участках. С помощью гидравлического разъединителя РГК в 2006 г. была успешно произведена установка одного из аналогов пакера ПГДА-ЯГ с клапаном-отсекателем при испытаниях их в НГДУ "Федоровскнефть" ОАО "Сургутнефтегаз".
Механический разъединитель РМБ состоит из муфты соединительной 1 и ствола захватного 2, радиальные выступы которого связаны с внутренними фигурными пазами соединительной муфты 1. Для отсоединения муфты 1 от ствола 2 требуется правое или левое вращение НКТ на 1/4 оборота с одновременным их подъемом. Разъединитель механический может применяться с любым типом пакеров на глубинах, обеспечивающих передачу осевой нагрузки на муфту соединительную 1 для надежного ее отсоединения от захватного ствола 2.
В последующем для извлечения пакеров, установленных в скважине с помощью вышеописанных разъединителей РГК или РМБ, применяется муфта соединительная 1 (рис.4в), которая спускается на НКТ и автоматически сцепляется со стволом захватным 2, установленным в верхней части пакера. Для захвата ствола 2 и извлечения пакера из скважины может также применяться классический ловильный овершот спирального типа.
В настоящее время во многих нефтегазодобывающих компаниях России успешно развивается технология проведения РИР с применением двухпакерных компоновок. Такие компоновки применяются при временной селективной изоляции обводнившихся пластов и мест нарушения герметичности э/колонн и являются достаточно эффективной альтернативой традиционным, трудоемким и малоуспешным ремонтно-изоляционным работам. Для развития данной технологии нами предлагается двухпакерная компоновка, включающая вышеописанные гидравлические пакеры ПГДА-ЯГ и ПГД-ЯГЗ с гидравлическим или механическим разъединительными устройствами, которые обеспечивают отсоединение НКТ от компоновки и последующее ее извлечение из скважины. Существенным достоинством двухпакерных компоновок с гидравлическими пакерами являются отсутствие при их установке необходимости вращения и осевых перемещений НКТ, жесткая фиксация уплотнительных манжет в сжатом состоянии на длительный срок и возможность установки на любой глубине, что расширяет области их применения в наклонно-направленных и горизонтальных участках скважин.
В заключение следует отметить, что в настоящее время большинство ведущих нефтегазодобывающих компаний России для проведения вышеуказанных работ при эксплуатации и ремонте скважин используют в основном механические пакеры поворотной или осевой установки. Такой односторонний подход к выбору пакеров не вполне оправдан по ряду причин, особенно для пакеров, которые устанавливаются на длительный срок в скважинах со сложными профилями стволов, а также на большой глубине в наклонно-направленных и горизонтальных скважинах и в ряде других случаев.
Во-первых, передача достаточной осевой нагрузки для сжатия уплотнительных манжет механического пакера является сложной проблемой в скважинах со сложными профилями стволов и тем более в горизонтальных участках и боковых стволах. По данным ряда исследователей, в зависимости от скважинных условий при разгрузке веса бурильных или насосно-компрессорных труб на долото или пакер передается не более 30 - 70% их веса.
Во-вторых, механические пакеры не имеют жесткого и надежного узла фиксации уплотнительных манжет после их сжатия, что значительно снижает их надежность при длительной эксплуатации, например в нагнетательных скважинах и других случаях. Проведенный нами анализ эффективности применения механических пакеров в нагнетательных скважинах на ряде месторождениий Западной Сибири показал, что после их установки и непродолжительного периода эксплуатации (не более одного-двух месяцев) затрубное давление над пакером по тем или иным причинам становится практически равным давлению закачки жидкости в НКТ. Таким образом, при установке большинства типов механических пакеров в нагнетательных скважинах обеспечение защиты э/колонны от действия динамического давления закачиваемой жидкости сводится к нулю и малоэффективно.
Механические пакеры, как правило, успешно используются при кратковременных технологических операциях, таких как опрессовка э/колонн, ГРП, РИР и т.д. Достоинством пакеров механического типа являются относительно простая конструкция и возможность их переустановки в скважине без извлечения на поверхность. Однако некоторые разработки механических пакеров ряда отечественных фирм являются даже более дорогостоящими и сложными по конструкции и техническому обслуживанию, чем разработанные нами модели гидравлических пакеров.