Что такое пакер в бурении
Пакер для скважин: что это такое, разновидности изделий и варианты их применения
Для скважины пакер.
Механические пакеры для скважин
Пакер нужен в сфере нефте- и газодобычи, а также при организации водоснабжения. Их используют для того, чтобы разделить в стволе разные части кольцевого пространства. Устройства дают возможность проводить испытания в скважинах как обсаженных, так и не обсаженных.
Механические модели используют в скважинах следующих типов:
Уплотняющие приспособления отличаются безопасностью, их широко применяют при технологических работах. Если обсадная колонна имеет нестандартный размер либо планируется, что устройство будет работать при температуре, выходящей за общепринятые нормы, можно заказать изделие по индивидуальным габаритам. Под заказ заводы выпускают уплотняющие приспособления, функциональные возможности которых расширены.
Для скважин механические пакеры.
Механические модели подходят для многоразового использования, они отличаются надежностью. Их конструкция простая, поэтому нет узлов, которые могли бы выйти из строя под действием нагрузки.
Среди недостатков, которые присущи уплотняющему приспособлению, можно отметить необходимость нагрузки. Ее обеспечивает вес труб, воздействующих на конструкцию. Но при работе на небольших глубинах обеспечить нагрузку редко бывает возможно.
Перед тем как приобрести механическую модель, нужно определить, где она будет использоваться.
Для этого изучают описание изделия, вся информация содержится в инструкции. Чаще всего потребность в устройствах возникает на нефтяных скважинах действующего типа. Если есть необходимость, пакеры применяют в изолированной зоне. С их помощью нагнетают избыточное давление.
Гидравлические пакеры для скважин
Уплотняющие приспособления этого типа работают даже при больших перепадах давления. В процессе установки приспособление прижимается к обсадной колонне. Чем давление больше, тем сильнее будет нажим.
Разбуриваемые пакеры для скважин
Разбуриваемая модель состоит из следующих частей:
Пакер можно использовать в случаях, когда требуется законсервировать колонну. Его устанавливают, когда нужно выполнить работы по изоляции. Для посадки спускаемых в обсадные колонны уплотняющих приспособлений требуется специальный инструмент.
Пакер
Смотреть что такое «Пакер» в других словарях:
пакер — уплотнитель, устройство Словарь русских синонимов. пакер сущ., кол во синонимов: 2 • уплотнитель (12) • … Словарь синонимов
пакер — — [http://slovarionline.ru/anglo russkiy slovar neftegazovoy promyishlennosti/] Тематики нефтегазовая промышленность EN packer … Справочник технического переводчика
пакер — 3.29 пакер: Уплотняющее устройство в виде расширяющейся камеры, препятствующее выбросу смеси по скважине при ее нагнетании в зону заделки анкера. Источник … Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации
ПАКЕР — (англ. packer, от pack упаковывать, заполнять, уплотнять) устройство для разобщения пластов в скважине при их раздельной эксплуатации. Спускается в неё на трубах. Имеет резиновую кольцевую манжету, к рая при нажиме колонны труб расширяется и… … Большой энциклопедический политехнический словарь
пакер — п акер, а … Русский орфографический словарь
пакер — I а, ч. Пристосування, яке опускають у бурову свердловину для відокремлювання пластів між собою. II а, ч., зах. Носильник на залізниці … Український тлумачний словник
пакер — сл. программа для сжатия бинарных файлов Например: рklite, lzexe, etc … Hacker’s dictionary
пакер — Пакер: носильник (на залізниці) [1;21,X] … Толковый украинский словарь
пакер — іменник чоловічого роду, істота … Орфографічний словник української мови
УСТРОЙСТВО И ПРИНЦИП РАБОТЫ ПАКЕРА
НАЗНАЧЕНИЕ И ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ
| Рисунок 1 ПАКЕР ПРО-ЯТ-О |
Пакер ПРО-ЯТ-О-122-50-350-Т100-КЗ предназначен для длительного герметичного разобщения интервалов ствола эксплуатационной колонны, нагнетательной или эксплуатационной скважины и защиты ее от динамического воздействия рабочей среды в процессе проведения различных технологических операций.
— для многократно повторяющихся технологических операций, связанных с созданием давления и прокачкой жидкости со знакопеременным перепадом давления за одну установку пакера;
— для разделения пластов при одновременно-раздельной эксплуатации (ОРЭ) и одновременно-раздельной закачке (ОРЗ);
— для длительной автономной (независимой от связи с НКТ) изоляции нарушенного участка эксплуатационной колонны;
— для установки в нагнетательных скважинах и других технологических операций на длительный срок, при которых происходит циклический перепад давления на пакер.
Оборудование применяется в нагнетательных, эксплуатационных нефтяных и газовых обсаженных скважинах с условными диаметрами эксплуатационных труб.
Пакер устанавливается в скважине без упора на забой, путём осевых перемещений колонны труб, на которых он спускается в скважину.
Пакер обеспечивает герметизацию эксплуатационной колонны при перепа-дах давления на него до 35 МПа и применяется в скважинах с максимальной температурой рабочей среды до плюс 100 С.
Область применения оборудования в соответствии с Федеральными нормами и правилами в области промышленной безопасности «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности» от 12.03.2013г. Оборудование имеет исполнение стандартное к сульфидно-коррозионному растрескиванию (СКР)
Рабс.>1,83х 
Па (18,6 кгс/ 
);
C 
S
Технические характеристики пакера
УСТРОЙСТВО И ПРИНЦИП РАБОТЫ ПАКЕРА
Пакер состоит из трёх штоков поз. 7, 26, 30, соединённых между собой с помощью гладких резьб НКТ. В верхней части штока поз. 7 расположен верхний механический якорь, состоящий из деталей поз. 2, 3, 4, 5, 6. В нижней части штока поз. 30 расположен нижний механический якорь, состоящий из деталей поз. с 31 по 41.
Плашки поз.6 и поз.32 якорных устройств в транспортном положении поджаты к штокам поз. 7 и поз. 30 с помощью пружин, соответственно, поз. 3 и поз. 31. На штоке поз. 26 установлены уплотнительные элементы поз. 27 с кольцами поз. 28.
| Рисунок 2 Схема пакера ПРО-ЯТ-О-122 |
Между верхним механическим якорем и уплотнительными элементами, на нижней части штока поз. 7, расположен механизм регулятора осевой
нагрузки срабатывания’ верхнего механического якоря, состоящий из деталей поз. с 8 по 19.
Между нижним механическим якорем и уплотнительными элементами расположен конус поз. 29. В верхней части пакера расположена муфта поз. 1, служащая для соединения пакера с трубами НКТ и удерживающая верхний механический якорь на штоке поз. 7.
Фиксатор поз. 39, перед спуском пакера в скважину, устанавливается в короткой части паза штока поз. 30 в положении 1 или 3, рисунок 2.
Пакер спускают в скважину на насосно-компрессорных или бурильных трубах на требуемую глубину. При спуско-подъёмных операциях планки (центраторы) поз.33 нижнего якорного устройства постоянно прижаты к стенкам эксплуатационной колонны.
При спуске пакера должно соблюдаться условие:
где Н — высота подъёма труб над ротором после свинчивания очередной трубы и снятия её с нижнего элеватора или со снайдера;
260 мм — расстояние осевого перемещения фиксатора внутри фигурного паза штока при спуско-подъёме труб (рисунок 2).
При спуске пакера, после свинчивания очередной трубы, колонну труб необходимо приподнять не менее, чем на 260 мм и только после этого производить спуск.
В процессе спуска колонны труб, (при соблюдении условия H≥260 мм), фиксатор будет находиться в положении 1, а после навинчивания очередной трубы и обязательного после этого подъёма колонны труб на интервал Н ≥260 мм, перейдёт в положение 2.
Затем, при спуске труб, фиксатор снова перейдёт в положение 1 и т. д.
При этом втулка поз.40 вместе с фиксатором будет вращаться вправо и влево относительно штока на ¼ оборота при каждом перемещении штока вверх или вниз относительно корпусных деталей якорного устройства.
Для установки пакера в заданном интервале колонну труб приподнимают на высоту Н1 с соблюдением условия 100≤ Н1 ≥200 мм, т. е. колонну труб приподнимают не менее 100 мм и не более 200 мм, затем разгружают для установки.
В ЗАВИСИМОСТИ ОТ УСЛОВИЙ В СКВАЖИНЕ (ДЕФОРМАЦИЯ ТРУБ, КРИВИЗНА СТВОЛА СКВАЖИНЫ), МИНИМАЛЬНОЕ ИЛИ МАКСИМАЛЬНОЕ ЗНАЧЕНИЕ ПЕРЕМЕЩЕНИЯ КОЛОННЫ ТРУБ ВВЕРХ МОЖЕТ БЫТЬ БОЛЬШЕ ВЫШЕУКАЗАННЫХ ЗНАЧЕНИЙ И ПРАКТИЧЕСКИ ЭТУ ВЕЛИЧИНУ ОПРЕДЕЛЯЮТ ОПЫТНЫМ IIYTEM!
Поэтому, если при первом перемещении труб вверх пакер не удается установить, то в дальнейшем колонну труб снова приподнимают на величину, превышающую прежнее значение, на 50 мм и снова производят разгрузку колонны. В дальнейшем операция повторяется с постепенным увеличением значения на 50-70 мм. Допускается повторение всего процесса установки пакера, начиная с минимального значения перемещения колонны труб вверх.
При разгрузке инструмента, когда фиксатор перемещается в положение 4, штоки поз. 7, 26, 30 с уплотнительными элементами перемещаются вниз относительно корпусных деталей нижнего якоря. Конус поз.29, соприкасаясь с плашками поз.32 и, сжимая пружины поз.31, переместит плашки в радиальном направлении до зацепления со стенками эксплуатационной колонны.
Уплотнительные элементы, увеличиваясь до диаметра эксплуатационной колонны, герметизируют межтрубное пространство.
В ходе дальнейшего движения вниз штоков поз. 7, 26, 30 и определённом значении осевой сжимающей нагрузки (таблица 2), создаваемой весом НКТ, произойдёт срабатывание механизма регулятора нагрузки и установка верхнего механического якоря. При этом плашки поз. 6, взаимодействуя с разрезным конусом поз. 8, раздвигаются радиально и зацепляются со стенками эксплуатационной колонны.
После создания избыточного давления под пакером, основное усилие на пакер, направленное снизу вверх, воспринимается плашками верхнего якорного устройства.
В таблице 2 приведена рекомендуемая оптимальная сжимающая нагрузка при посадке пакера в зависимости от планируемого перепада давления на пакер, действующего из подпакерного пространства снизу вверх.
Таблица 2 Рекомендуемая оптимальная сжимающая нагрузка
Допускается завышение сжимающей нагрузки дополнительно к рекомен-дуемой, представленной в таблице 2, с учётом потери веса труб на трение о стенки обсадной колонны.
Для перевода пакера в транспортное положение выравнивают давление в подпакерном и надпакерном пространствах. После этого колонну НКТ медленно натягивают с нагрузкой, превышающей допустимое усилие натяжения НКТ после посадки пакера, до распакеровки скважины.
При этом штоки пакера перемещаются вверх относительно якорных устройств, уплотнительные элементы возвращаются в исходное состояние. Пакер принимает транспортное положение.
Если вес НКТ недостаточен для установки пакера в выбранном месте эксплуатационной колонны (то есть создания минимальной осевой нагрузки на пакер 12 т), то необходимое осевое усилие для обеспечения надёжной гермети-ации эксплуатационной колонны достигается навинчиванием необходимого количества труб НКТ к нижней части пакера (хвостовика).
Принципы действия и устройство пакеров.
Пакеры предназначены для уплотнения кольцевого пространства и разобщения отдельных горизонтов нефтяных и газовых скважин. Они работают в условиях воздействия высоких перепадов давлений (от 7 до 70 МПа), больших механических нагрузок (десятки кН) и в различных термических (от 40 до 100°С, а при тепловом воздействии на пласт до 400°С) и коррозионных средах. Поэтому конструкции пакеров должны обеспечивать эффективную и надежную работу в условиях эксплуатации.
Пакеры при эксплуатации устанавливаются обычно в обсаженной части скважины и спускают их на колонне подъемных труб. Уплотнение, прижимаемое к обсадной трубе, должно надежно разобщать части ствола скважины, находящиеся над и под уплотнителем.
Пакеры применяются:
— при освоении скважины для облегчения и ускорения очистки забоя путем продувки и промывки через фонтанные трубы;
— при всех технологических процессах на скважине и при ее эксплуатации для защиты обсадной колонны от химической коррозии и действия чрезмерно высокого давления жидкости и газа;
— при необходимости центровки колонны насосно-компрессорных труб и передачи части веса труб на обсадную колонну при подземных ремонтах скважин.
Пакер включает следующие элементы (Рис.2.2.): 1-головка; 2-опорное кольцо; 3-ограничительная втулка; 4-ограничительный уплотнительный элемент; 5- ограничительное кольцо; 6- уплотнительный элемент; 7- конус; Узел фонаря в свою очередь состоит из элементов: 8-шлипсы; 9-упорная втулка; 10-ограничительный обруч; 11- пружина; 12-корпус фонаря; 13-штифт; 14-фигурный паз в крпусе фонаря; 15-ствол.
Опорное кольцо служит для упора уплотнительного элемента 4 и обеспечивает ее деформацию при посадке пакера.
Ствол представляет собой отрезок насосно-компрессорной трубы. На него последовательно надеваются ограничительная втулка 3, ограничительный уплотнительный элемент 4, ограничительное кольцо 5, резиновый уплотнительный элемент 6, конус 7 и узел фонаря со шлипсами.
Рис.2.2. Общий вид механического пакера
1-головка; 2-опорное кольцо; 3-ограничительная втулка; 4-вспомогательный уплотнительный элемент; 5-ограничительное кольцо; 6- основной уплотнительный элемент; 7- конус; Узел фонаря в свою очередь состоит из элементов: 8-шлипсы; 9-Упорная втулка; 10- ограничительный обруч; 11-пружины; 12-корпус фонаря; 13-штифт; 14-фигурный паз; 15-ствол.
Узел ограничителя предназначен для предотвращения проникновения резины основного уплотняющего элемента в кольцевой зазор между скважиной и опорным кольцом 2 при высоких перепадах давления жидкости. Между торцами ограничительной втулки 3 и ограничительного кольца 5 остается зазор, достаточный для заполнения кольцевого зазора при сжатии уплотнительного элемента и и в то же время для предупреждения его заклинивания.
Под действием веса колонны насосно-компрессорных труб резиновый элемент 6 сжимается между неподвижным ограничителем 5 и подвижным конусом 7.
Происходящее при этом увеличение диаметра резинового элемента создает уплотнение кольцевого пространства между обсадной колонной и подъемными трубами. Диаметр резиновой манжеты при свободном состоянии должен быть меньше внутреннего диаметра обсадной колонны примерно на 10-20 мм и не должен быть больше диаметра шаблона.
Основной уплотнительный элемент, как и ограничительный, изготавливается из резины марок 4004, 3826-С, которые допускают большую деформацию. Они рассчитаны на работу при температуре до 100 0 С, стойкие против разъедания агрессивными веществами, находящимися в скважине.
Подвижный конус является промежуточным элементом, предназначенным передавать сжимающие усилия от шлипсов на уплотнительные манжеты. Конусная форма этого элемента обеспечивает посадку пакера на определенной глубине ствола скважины при перемещении ствола вниз относительно неподвижного фонаря, конус надвигается на неподвижные шлипсы, раздвигает их до соприкосновения с обсадной колонной, и заклинивает.
Узел фонаря устроен следующим образом: в корпусе 12, представляющем цилиндрическую втулку, под углом 120° расположены глухие отверстия, в которых помещены цилиндрические пружины. Внизу корпуса размещена упорная втулка 9, вверху- оганичительный обруч 10, удерживающие от выпадения шлипсы 8. Наружный диаметр фонаря должен быть больше всех остальных деталей.
Пакер для скважины – применение и виды
Пакер для скважины представляет собой инструмент, применяемый при проведении буровых работ с целью изоляции и разобщения отдельных слоев породы. В отличие от цементных или глиняных тампонов, пакер применяется для временного разобщения пластов.
Цели применения пакеров различны, но все они основаны на требовании разобщить пласты или изолировать обсадную колонну в процессе эксплуатации скважин различного типа от воздействия среды непосредственно в самой скважине. Это может требоваться для проведения ремонта скважин, устранения гидроразрывов, проведения гидропескоструйной перфорации, очистки забоя скважины, использования сильного химического реагента в локальной точке и много другого. Основным свойством данного инструмента является способность выдерживать значительные перепады давления.
В зависимости от того, вверх или вниз направлено усилие, создаваемое перепадом давления, различаются и типы пакеров. Буквами ПВ обозначаются устройства, воспринимающие восходящее усилие, ПН – нисходящее. Существует также и пакеры типа ПД, которые приспособлены выдерживать воздействие обоих типов. Отличительной особенностью последнего указанного пакера является возможность его использования и без колонны бурильных труб. После установки такого устройства бурильные трубы поднимаются из скважины на поверхность, а при необходимости извлечения пакера – вновь соединяются с ним при помощи разъединителей колонн, установленных над инструментом. Для закрепления пакера в скважине применяются специальные устройства – якоря. Они также делятся на несколько видов в зависимости от типа используемого пакера.
Еще одна типология пакеров основывается на материале, из которого изготовлен данный инструмент. В зависимости от того, какая среда создается в скважине, применяются пакеры, устойчивые к термическим и различным видам химических воздействий.
Уплотнительный элемент деформируется для создания надежной изоляции участка скважины под действием механической или гидравлической силы. Вес колонны бурильных труб создает механическое усилие для фиксации пакера. Инструмент механического типа является более простым по конструкции, однако веса колонны не всегда достаточно для его устойчивой фиксации. И наоборот, более сложная конструкция гидравлического пакера позволяет удерживать его на месте в условиях более серьезных перепадов давления.
Чтобы задать вопрос или сделать заявку,
нажмите на кнопку ниже: