ООО НПФ "Пакер" - ведущий производитель пакеров, пакерных компоновок, якорей механических и гидравлических и прочего оборудования для нефтяных и газовых скважин. Название фирмы произошло от слова "пакер", обозначающее приспособление в буровой скважине для перекрытия и герметизации отдельных ее зон.
Производимые НПФ «Пакер» пакера и пакерные компоновки предназначены для разобщения отдельных участков ствола скважины с целью:
- Проведения капитального, текущего подземного ремонта скважин
- Подачи изоляционного реагента, кислоты в заранее выбранный интервал
- Проведения гидроразрыва пласта (ГРП) для предотвращения повреждений эксплуатационной колонны
- Изоляции негерметичности (дефекта) эксплуатационной колонны
- Одновременно-раздельного закачивания жидкости и одновременно-раздельной добычи нефти или газа
- Поиска интервала (глубины) негерметичности эксплуатационной колонны, путем ее поинтервальной опрессовки
- Прочих технологических операций
По способу установки в скважине пакеры подразделяются на пакеры с опорой на забой и без опоры. К низу пакеров с опорой на забой присоединяют трубы (хвостовик), от длины которого зависит глубина установки пакера. Пакеры без опоры на забой можно устанавливать на любой глубине скважины.
По способу создания сил, деформирующих уплотнительный элемент, пакеры делятся на:
- механические - уплотнение происходит под действием веса колонны труб.
- гидравлические - уплотнение происходит за счет перепада давления сверху и снизу пакера.
Механические пакеры более простые по конструкции, однако, веса трубы не всегда хватает для уплотнения. Гидравлические пакеры способны воспринимать большие перепады давления (до 50 мПа), но сложны по конструкции. Наше предприятие производит пакеры, компоновки и дополнительное оборудование в различном исполнении.
Капитальный ремонт скважин
Одной из наиболее востребованных услуг в нефтедобывающей и газодобывающей промышленности является КРС (капитальный ремонт скважин). Капитальный ремонт скважин и приравненные к ним работы по повышению нефтеотдачи пластов – комплекс работ, связанный с восстановлением работоспособности эксплутационных колонн (проведение ремонтно-изоляционных работ, устранение негерметичности эксплуатационной колонны), цементного кольца, призабойной зоны пласта, ликвидация аварий, спуск и подъем оборудования для раздельной эксплуатации и закачки, приобщение пластов и перевод на другие горизонты, внедрение и ремонт установок типа ОРЭ, ОРЗ и пакеров-отсекателей, исследование скважин.
Увеличения продуктивности нефтяных и приемистости нагнетательных скважин можно добиться с помощью различных методов, в том числе обработкой призабойной зоны. Имеются в виду кислотная, виброобработка, термообработка, промывка растворителями, обработка термогазохимическими методами (ТГХВ, ПГД и так далее). Пакеры ПРО-серии ПРО-ЯМО-ЯГ , компоновки для селективной обработки 2ПРОК-СО , 2ПРОК-СОД решают эти задачи.
Гидравлический разрыв пласта (ГРП)
Для интенсификации работы нефтяных и газовых скважин и увеличения приёмистости нагнетательных скважин используют метод гидроразрыва пласта (гидравлический разрыв пласта, ГРП), который применяют для воздействия на плотные низкопроницаемые коллекторы, а также при большом радиусе загрязнения призабойной зоны пласта. При этом, в зависимости от геологических характеристик пласта и системы разработки месторождения создается система закрепленных трещин протяженностью от 10 до 50 метров.
Наряду с ГРП используют проведение ГПР, а также дополнительная перфорация и торпедирование ранее простреленных интервалов и прочие виды обработки призабойной зоны. Для этого нами разработаны пакеры ПРО-ЯМО4-ЯТ(Ф) , ПРО-ЯМО-ЯГ4 .
Капитальный и текущий ремонт нефтяных скважин
Ремонтные работы по переходу на другие горизонты заключаются в отключении нижнего перфорированного горизонта и вскрытии перфорацией верхнего продуктивного горизонта или наоборот.Для перехода на верхний горизонт, находящийся на значительном в 50-100 метров, удалении от нижнего, либо в непосредственной близости от него, над последним устанавливают цементный мост. При этом может использоваться предварительная установка разбуриваемого пакера ПР или цементный раствор с заполнителями, а также компоновка 1ПРОК-ИРИР .
Оборудование НПФ «Пакер» для капитального и текущего ремонта нефтяных скважин позволяет решать следующие задачи:
- Поиск интервала негерметичности
- Селективная обработка нескольких пластов
- Отсечение продуктивного или верхнего пласта
- Промывка и восстановление забоя скважины
- Исследование и обследование состояния скважины в процессе ремонта скважины
- Поднятие цемента за колонной
- Сокращение времени КРС
Ремонтно-изоляционные работы (РИР)
Ремонтно-изоляционные работы (РИР) – работы по перекрытию путей проникновения вод в эксплуатационный объект скважины и отключение от нее отдельных пластов и обводненных интервалов. Эти работы – одно из основных средств по увеличению степени извлечения нефти из пласта. Наше оборудование для ремонтно-изоляционных работ на нефтяной скважине позволяет
- Удешевить проведение РИР
- Сократить время простоя скважины
- Отсекать продуктивный пласт и извлекать оборудование после технологической операции
- Производить несколько действий за одну операцию
Эксплуатация нефтяных скважин
В процессе ремонта скважин или их эксплуатации может возникнуть потребность в закреплении колонны НКТ за стенку эксплуатационной колонны с целью предотвращения перемещения скважинного оборудования под воздействием нагрузки. Мы выпускаем якоря механические и гидравлические , которые позволяют
- Фиксировать насосное и другое подземное оборудование нефтяной скважины
- Предотвращать полет пакерного оборудования на забой
- Увеличивать производительность штангового глубинного насоса (ШГН)
- Производить различные технологические операции на скважине, проводить ремонтно-изоляционные работы в составе с пакером (либо компоновкой) при ГРП
Эксплуатация нефтяных скважин это процесс подъема с забоя скважины на дневную поверхность заданного количества жидкости. Способы эксплуатации скважины:
- фонтанный способ – для подъема жидкости на поверхность достаточно только пластовой энергии
- газлифтный способ – пластовой энергии для подъема жидкости уже недостаточно, и в скважину вводят энергию с поверхности в виде энергии сжатого газа при компрессорной эксплуатации
- механизированные способы – механическая энергия, передается потоку поднимающейся из скважины жидкости через различного рода глубинные насосы. Способ применяется, когда пластовой энергии для подъема жидкости недостаточно, а газлифтная эксплуатация нерентабельна.
Основными видами насосов для насосной эксплуатации в России являются штанговый глубинный насос (ШГН) и электроцентробежный насос (ЭЦН). С помощью установок ЭЦН добывается основной объем нефти в стране.
Одновременно-раздельная эксплуатация скважины (ОРЭ) - совместная эксплуатация двух и более продуктивных пластов одной скважиной.
Для насосной эксплуатация нефтяных скважин установками ЭЦН и ШГН при одновременно-раздельной эксплуатации (ОРЭ) и одновременно-раздельной закачке (ОРЗ) НПФ «Пакер» выпускает широкий спектр оборудования: пакера, компоновки , якоря, переводники , разъединители , шламоуловители .
Поддержание пластового давления (ППД)
При эксплуатации нефтяных скважин может возникнуть необходимостьподдержания пластового давления (ППД) - сохранение давления в продуктивных пластах нефтяных залежей на начальной или запроектированной величине с целью достижения высоких темпов добычи нефти и увеличения степени её извлечения. Применительно к нефтяным скважинам представляет собой комплекс технологического оборудования, необходимый для подготовки, транспортировки, закачки рабочего агента в пласт нефтяного месторождения с целью поддержания пластового давления и достижения максимальных показателей отбора нефти из пласта. С нашим оборудованием для ППД можно ознакомится в Каталоге – Пакеры для ППД и Компоновки для ППД
Исследование нефтяных сважин
При эксплуатации нефтяных скважин может потребоваться исследование скважин - комплекс работ по: установлению интенсивности притока жидкости из пласта в скважину; определению места поступления воды, притока жидкостей и газов через нарушения в эксплуатационной колонне; отбору глубинных проб нефти; измерению давлений и температур по стволу скважины, глубины и колебаний уровней; контролю за техническим состоянием обсадной колонны и цементного кольца и др. НПФ «Пакер» предлагает оборудование для исследования нефтяных скважин , позволяющее проводить записи кривых восстановления забойных давлений (КВД) автономными приборами (даже в фонтанирующих скважинах).
Сервисное обслуживание оборудования
Для улучшения качества обслуживания НПФ «Пакер» открыла свои сервисные центры и представительства. Сервисные центры укомплектованы высококвалифицированными специалистами и оснащены современным оборудованием, позволяющим оказывать широкий спектр услуг, в числе которых разработка (в т.ч. по требованиям заказчика), подбор и прокат пакерных компоновок, ремонт всей номенклатуры оборудования.
Купить пакеры, компоновки, якоря и другое оборудование можно на странице выбранного изделия путем оформления заявки, после чего в максимально короткие сроки с Вами свяжутся наши специалисты.
Инъекционный пакер пpeдcтaвляет coбoй cпeциaльнoe пpиcпocoблeниe, предназначенное для инъектирования различных гидроизоляционных составов в кирпичные или бетонные конструкции.
Конструкция пакера содержит в себе кеглевидную или плоскую головку определенного диаметра и длины, а также клапан обратного давления, исключающий риск неконтролируемого вытекания инъекционного материала. Пакеры соединяют инъецируемую конструкцию с инъекционным оборудованием (шлангом от инъекционного насоса) при инъектировании полимерных материалов в гидроизоляционных работах.
Инъекционные пакеры обеспечивают равномерное распределение инъектируемого состава в массиве бетонных, каменных или кирпичных конструкций для формирования надежной гидроизоляционной защиты. Инъектирование конструкций эпоксидными, полиуретановыми смолами, расширяющими пенами и акрилатными гелями – все это не сможет обойтись без использования инъекционных пакеров
Для инъeктиpoвaния пoлимepных мaтepиaлoв, тaких кaк pacшиpяющиecя пeны, aкpилaтныe гeли, пoлиуpeтaнoвыe cмoлы, дoпуcкaeтcя иcпoльзoвaниe пaкepoв c внутpeнним oтвepcтиeм нeбoльшoгo диaмeтpa.
Для пpoкaчки кoнcтpукций pacтвopaми нa ocнoвe микроцeмeнтoв применяются издeлия бoльшoгo диaмeтpa.
Механические закрепляемые пакеры изготавливаются из металла или пластика. Металлические пакеры имеют разжимной резиновый манжет (сальник), который при установке и последующем сжатии увеличивает свой объем и уплотняет пространство между пакером и стенками отверстия. Пакеры из пластика работают по принципу дюбеля.
Пакеры нашли широкое применение в сфере строительства и возведения капитальных строений. В частности, с их использованием происходит гидроизоляция фундаментов, паркингов, насосных станций, и т.д.
Особенности и виды пакеров
Paзличaют нecкoлькo видoв пaкepoв, кoтopыe иcпoльзуютcя в зaвиcимocти пocтaвлeнных зaдaч:
Пакер для высокого давления – до 200 атм
Пакер для среднего давления – до 150 атм
Пакер для низкого давления – до 50 атм.
От того, при каком давлении будут проводиться работы, зависит материал, из которого изготавливается пакер для инъекций.
Пакеры высокого давления производятся из стали, обязательно имеется резиновый уплотнитель и усиленный наконечник. Применяются для инъектирования под высоким давлением до 250 атмосфер железобетонных, каменных и кирпичных конструкций. Инъекционный материал: полиуретан, эпоксид и акрилатные гели.
Инъекционные пакеры являются приборами c плocкoй, цaнгoвoй или кeглeвиднoй гoлoвкoй paзличнoй длины и диaмeтpa c вcтpoeнным клaпaнoм, способными выдерживать необходимый уровень давления.
У пакеров высокого давления может быть 2 типа головок: надвижные (плоские) или кегельные (цанговые).
Пакеры среднего давления изготавливают из алюминия или пластика высокого качества, они имеют укороченный наконечник. С их помощью возможно проводить инъектирование геля, полиуретана и минеральных материалов в кирпичные и каменные конструкции.
Пакеры низкого давления обычно создаются из дешевых видов пластика и не предназначены для серьезных нагрузок. Пакер имеет широкий проходной внутренний диаметр 16 мм, служит для инъектирования цементных, микроцементных суспензий и полимерных составов. Пластиковый пакер оборудован обратным клапаном, предотвращающим выход инъекционного материала из шпура. Рабочее давление до 15 атм.
Сам процесс проведения гидроизоляции с использованием инъекционных пакеров внешне достаточно прост, но требует опыта и наработанных навыков. Его можно условно разделить на 3 этапа:
Подготовка отверстий – они должны выполняться под углом 45 градусов. Их диаметр должен соответствовать диаметру пакера.
Установка в подготовленные отверстия пакеров.
Подключение насоса. Пакеры, вставленные в отверстия подключают к насосу (вручную или при помощи гайковерта). Причем подключать их нужно поочередно, чтобы раствор шел равномерно.
Извлечение. После выполнения всех работ пакеры можно промыть и использовать еще несколько раз.
Различаются пакеры по типу соединительного штуцера, длине и диаметру.
Разница между цанговым и плоским штуцером заключается в способе крепления соединительной муфты.
Рекомендуемое давление пакеров 200-300 бар.
Для предотвращения обратного вытекания инъекционного состава, пакер оснащён клапаном обратного давления.Пакер может иметь цанговую, плоскую или кеглевидной головку различного диаметра и длины.
Мeтaлличecкиe (aлюминиeвыe, cтaльныe) пакеры cпoльзуютcя пpи paбoчeм дaвлeнии до 200-250 бap для paбoты c жeлeзoбeтoнными и бeтoнными кoнcтpукциями. Алюминиевые пакеры применяются для инъектирования полиуретановых составов. Стальные пакеры необходимы для инъектирования полиуретановых составов и акрилатных гелей. Они имеют большую прочность и увеличенный проходной канал.
Стальные инъекционные пакеры характеризуются высоким уровнем прочности и износостойкости. Их физические свойства и технические параметры дают возможность пропускать жидкие изолирующие вещества при давлении до 250 бар. Таких показателей достаточно для работы с бетонными и железобетонными конструкциями.
Плacтикoвыe пакеры мoжнo пpимeнять пpи бoлee низком уровне дaвлeния (дo 100 бap) для paбoты c киpпичными и кaмeнными клaдкaми.
Пo типу кpeплeния пaкepы бывaют:
Paзжимныe: их установка может происходить вручную, или с помощью специализированных строительных инструментов (гайковертов). Конструкция приспособления способствует обеспечению целостности и сохранности арматуры при выполнении различных манипуляций, к числу которых относится бурение и инъектирование полимеров. Разжимные паркеры относятся к профессиональным моделям.Инъекционный стальной или аллюминивый пакер применяется для инъектирования полиуретановых составов и акрилатных гелей.
Наклеиваемые или адгезионные пакеры предназначены для прокачки трещин в бетоне при относительно (в сравнении с разжимными пакерами) низком давлении. Их кpeплeниe осуществляется тoлькo pучным cпocoбoм. Клеевой стальной пакер применяется для инъектирования эпоксидных и полиуретановых составов. Использование наклеиваемых пакеров обусловлено толщиной прокачиваемой плиты в местах, где невозможно осуществить бурение.
Наиболее часто встречаемое использование наклеиваемых пакеров при панельном (сборном строительстве). По этой причине получили огромное распространения в Европе.
Технология их устройства значительно отличается от разжимных пакеров. Основное отличие заключается в прикреплении пакера с помощью эпоксидного клея на саму трещину, которая затем расшивается, заделывается ремсоставами и прокачивается.
Забивные пакеры закрепляются в заранее пробуренном инъекционном канале. Материал изготовления – металл или пластик. Забивной пластиковый пакер применяется для инъектирования цементных и полимерных составов. Пакер оснащен обратным клапаном для предотвращения вытекания составов.
Пластиковый пакер функционирует под давлением до 100 бар. Его принято считать разовым прибором, предназначенным для выполнения операций с небольшими объемами. Выбирая пакер пластиковый, цена которого существенно ниже алюминиевых и стальных аналогов, покупателю стоит оценить все преимущества и недостатки его использования.
Помимо материала основы, пакеры для инъектирования различаются согласно типу соединения. Цанга, муфта или плоская масленка – типы фиксации, каждый из которых продемонстрировал свои преимущества, работая в различных условиях.
Пакер инъекционный оснащен обратным клапаном. Такая система противодействует выходу инъекционного вещества их строительной конструкции. Сборка продукции осуществляются на современном, высокотехнологичном оборудовании, с использованием инновационных технологий.
Основные преимущества пакеров:
Равномерное распределение изолирующих материалов по всей рабочей поверхности;
исключается вытекание рабочей смеси, так как в конструкции предусмотрен обратный клапан;
максимальный уровень прочного крепления арматуры, из которой собирается основание конструкции;
длительный срок службы, при условии правильного использования, для реализации в определенных заранее условиях.
Вы можете у нас купить оптом или в розницу пакеры стальные, алюминиевые, с различными насадками и разной конфигурации. В каталоге представлены пакеры инъекционные, купить которые можно, не выходя из дома или офиса.
Обращение в «Гидро-КС» – экономия времени и средств, гарантия доступных цен при высоком качестве пакеров, интересные скидки и бонусы для постоянных и оптовых клиентов, а также, отгрузка и доставка пакеров в минимальные сроки.
Пакер механический представляет собой приспособление, предназначенное для разделения пласта месторождения и затрубного пространства, а также отделения одного нефтяного пласта от другого.
При раздельной эксплуатации скважины пакер перекрывает доступ поверхностным водам в забой при дефекте колонны или гидравлическом разрушении пласта.
Особенности пакера
Структурным подразделением ОАО «Сибнефтемаш» производятся механические пакеры в Нижневартовске разных моделей, обладающих индивидуальными особенностями. К преимуществам устройства относится возможность многократного использования, а также создание высокого давления в зоне технологических работ действующей скважины.
Благодаря простой конструкции и высокой степени надежности пакеры могут использоваться в процессе выполнения нестандартных буровых работ. Основным недостатком устройства является невозможность спуска труб на небольшую глубину без дополнительного груза.
Классификация
Механический пакер классифицируется по отличительным характеристикам, соответствующим:
- способу закрепления в скважинном отверстии
- изменению формы уплотнителя от перепадов давления
- методам спуска в рабочую зону.
При выборе процесса установки устройства учитывается конструкция прибора, которая может быть как с опорой на забой, так и без таковой («висячий»). Устройство с опорой может опускаться в скважину только твердого забоя вместе с хвостовиком и дополнительной трубой для хвостового элемента.
Механический и гидравлический пакеры относятся к устройствам с деформацией резиновой манжеты, возникающей при давлении веса колонны или нагнетаемой жидкостью до 50 МПа.
При гидравлическом разрыве пласта уплотнение резиновой манжеты осуществляется автоматически. В процессе извлечения колонны из скважины восстановление формы и размера манжеты происходит самостоятельно.
В качестве «висячего» пакера используется устройство шлипсового типа без хвостовика. Шлипсовый пакер может устанавливаться в искривленной, горизонтальной или наклонной скважине любой глубины. Механические устройства обеспечивают безопасность при решении технологических задач в условиях неустойчивой температуры рабочей среды.
Спуск пакера без опоры на забой производится на заливочной колонне. Предотвратить выталкивание колонны из скважины и разгрузить трубы помогает гидравлический якорь, спуск которого осуществляется вместе с пакером.
Пакер - один из главных узлов комплекта испытательного оборудования. Он предназначен для герметичного перекрытия кольцевого пространства ствола скважины и изоляции испытываемого пласта от остальной части ствола скважины. От надежности пакеровки зависит успех операции в целом. Основная доля неудачных испытаний с применением испытателей пластов связана с негерметичностью пакеровки.
Основной конструктивный элемент пакера - резиновый цилиндрический уплотнитель, который после сжатия в вертикальном направлении изменяется по высоте и в то же время расширяется в диаметре настолько, что перекрывает все кольцевое пространство между колонной бурильных труб и стенками скважины или обсадной колонны, если пакер устанавливается в колонне. Применяемые при испытании пакеры отличаются друг от друга способом крепления и сжатия пакерующего элемента.
Рис. V.25. Пакеры:
а - с металлической опорой; б - с раздвижной резиновой опорой; в - секционный универсальный ПСУ; г - резино-металлического перекрытия ПРМП-1
Пакеры с металлической опорой выпускаются диаметрами 146, 95 и 65 мм и имеют шифр ПЦ-146, ПЦ-95 и ПЦ-65.
Техническая характеристика этих пакеров приведена ниже.
Тип пакера…………………………………… ПЦ-146 ПЦ-95 ПЦ-65
Наружный диаметр остова, мм…………….. 146 95 65
Диаметр сменного резинового элемента,
Мм…………………………………………… 220 145 92
Диаметр обслуживаемых скважин, мм…. 190 – 243 118 – 161 76 - 102
Нагрузка при пакеровке, кН …………… 100 – 150 60 – 80 10 - 50
Максимальный перепад давления, МПа… 35 35 35
Диаметр штока, мм………………………. 73 49 34
кН…………………………………………... 600 250 150
Максимальная температура, °С…………… 170 170 170
Длина остова, мм………………………… 2300 1525 1410
Средняя масса, кг………………………… 180 65 35
Размер концевых резьб…………………. З – 121 З – 76 З - 50
При работе в скважине резиновый элемент может частично или полностью разрушиться. Это в основном происходит из-за перегрузки пакера - передачи на него большей сжимающей нагрузки, чем допустимая. На разрушение резинового уплотнителя также влияют забойная температура и природный газ, вступающий во взаимодействие с резиной пакера.
Пакеры с раздвижной резиновой опорой типа ПЦР выпускаются с наружными диаметрами их остова (корпуса) 178, 146, 95, 80 и 67 мм и имеют шифр ПЦР-178, ПЦР-146, ПЦР-127, ПЦР-95, ПЦ-80 и ПЦР-67. Техническая характеристика этих пакеров приведена ниже.
Тип пакера ………. ПЦР-178 ПЦР-146 ПЦР-127 ПЦР-95 ПЦ-80 ПЦР-67
Наружный диаметр
остова, мм ………. 178 146 127 95 80 67
Диаметр сменного
резинового элемента,
мм ………………… 245 220 145 145 87 92
270 195 135 135 92 87
Диаметр сменной
резиновой опоры,
мм ……………….. 245 220 109 87 92
Максимальная про-
дольная деформация
резинового элемента,
мм……………….. 350 350 - 330 - 240
Диаметр обслуживае-
мых скважин, мм …. 260-295 190-243 151-161 118-161 97-112 76-102
Нагрузки при па-
кровке, мм …….. 150-200 10-180 50-70 50-70 - 15-40
Максимальный пере-
пад давления, МПа… 45 45 45 45 45 45
допустимая растя-
кН…………………… 1300 1300 790 700 200 200
Диаметр штока, мм… 90 73 52 52 40 34
Средняя масса, кг….. 200 150 66 41 31
Длина остова, мм….. 2373 1625 1420 1525 1425
Размер концевых
резьб……………….. З-121 З-121 З-76 З-62 З-50
Пакер резино-металлического перекрытия помимо резинового уплотнительного элемента включает еще узлы металлического перекрытия скважины. На рис. V.25, г приведена схема пакера резино-металлического перекрытия (ПРМП-1).
Пакеры ПРМП-1-170/190 и ПРМП-1-190/214 выпускаются диаметрами 170 и 190 мм и служат для перекрытия скважин диаметрами. 190 и 214 мм .
Техническая характеристика пакера приведена ниже.
Тип пакера……………….. ПРМП-1-190/214 ПРМГМ-170/190
Диаметр обслуживаемых
скважин,мм………………… 214 190
Длина, мм………………….. 2360 2330
Наружный диаметр, мм….. 190 170
Диаметр плашек метали-
ческого перекрытия в ра-
бочем положении, мм……. 210±1 186±1
Внутренний диаметр штока,
мм…………………………. 70 55
Осевая нагрузка, кН……. 80-120 80-120
Перепад давления, МПа…. 25 25
Масса, кг………………….. 150 130
Размер концевых резьб….. 3-133 3-133
Якорные устройства
Якорные устройства (якоря) механического действия устанавливаются под пакером и служат для опоры хвостовика с фильтром на стенки скважины или на стенки обсадной колонны, спущенной до кровли продуктивного пласта.
Основное достоинство проведения испытаний с якорными устройствами - возможность установки пакерного элемента не в строго определенном месте ствола скважины, как при испытании с опорой на забой, а в зависимости от состояния скважины в различных местах ее ствола. Не менее важным преимуществом испытаний с якорными устройствами является и то, что создаются все условия для проведения селективных испытаний на большом расстоянии от забоя скважины, не опасаясь за прихват хвостовика, что может произойти при работе с опорой на забой.
Рис. V.26. Якорное устройство ЯУ
При испытании скважин применяют якорные устройства типа ЯУ-170/190, ЯУ-190/214, предназначенные для работы в открытом стволе диаметром 190 и 214 мм , и ЯМ-95/168, ЯМ-95/140, ЯМ-65/114, предназначенные для установки на стенки обсадных колонн диаметрами 168, 140 и 114 мм.
Якорные устройства ЯУ (рис. V.26) состоят из: верхнего переводника 1 , соединенного со штоком конусом 2 , являющимся направлением для перемещения плашек 3 ; центратора с подпружиненными планками 6 , над которым расположен толкатель 5 ; штока 8 с нижним переводником 10 .
Упорные плашки, находящиеся в зацеплении с фиксатором 4, в исходном положении расположены в нижней части конуса и не мешают свободному перемещению якоря в скважине. При спуске центратор подпружиненными планками скользит по стенкам скважины вниз упирается об опору 7 и втулку 9 и удерживается от перемещения вверх по штоку 8 винтом, расположенным во втулке 9 .
Толкатель плашек жестко соединен с центратором.
Для установки якоря в скважине необходимо после спуска его на заданную глубину приподнять колонну бурильных труб на 1-2 м и провернуть на 1,5- 2 оборота для вывода винта из зацепления с фасонным пазом втулки, затем плавно разгрузить инструмент на 200-250 кН . При разгрузке инструмента шток перемещается вниз, а центратор за счет контакта планок со стенками скважины остается на месте, тем самым перемещая толкателем плашки по направляющим пазам конуса. Упорные плашки после соприкосновения со стенкой скважины и упора в нее воспринимают на себя передаваемую нагрузку на пакер.
После окончания испытания натяжением колонны снимают нагрузку с пакера и плашек якоря. При этом шток якоря перемещается вверх относительно центратора, увлекая за собой винт, который входит в фигурный паз втулки и фиксирует центратор в исходном положении. Упорные плашки опускаются по направляющим конуса и входят в зацепление с фиксатором.
Якорные устройства ЯУ-170/190 и ЯУ-190/214 могут быть использованы в компоновках испытательного оборудования КИИ-146, КИИ-2-146, МИГ-146, МИГ-127. Их техническая характеристика приведена ниже.
Тип якорного устройства…………. ЯУ-190/214 ЯУ-170/190
Длина, мм…………………………. 2100 2000
Диаметр в транспортном поло-
жении, мм………………………… 190 170
Диаметр упорных плашек в рабочем
положении, мм……………………… 236 210
Внутренний диаметр штока, мм 70 60
Масса, кг…………………………… 100 120
Размер концевых резьб:
муфты……………………………. 3-133 3-133
ниппеля…………………………… По ГОСТ 5286-75
Якорные устройства ЯМ-95/168, ЯМ-95/140, ЯМ-65/114 используются с испытательным оборудованием КИИ-95 и КИИ-65. Они могут применяться с многоцикловым испытательным оборудованием МИК-95 и МИГ-80.
Техническая характеристика якорных устройств механического действия приведена ниже.
Тип механического якоря............... ЯМ-95/168 ЯМ-95/140 ЯМ-65/114
Диаметр обсадной колонны, мм. 168 140, 146 101, 114
Допустимый перепад давления
на пакере, МПа........................... 30 30 30
Диаметр, мм.................................... 132 109 84
Длина, мм......................................... 1600 1500 1500
Пакер
(англ. packer - уплотнитель, от pack - упаковывать, уплотнять)
приспособление в буровой скважине для перекрытия и герметизации отдельных зон скважин (нефтяных, газовых, водяных, геологоразведочных). Впервые П. предложены в конце 19 в. Основные разновидности П.: забойные, разобщители, изолирующие. Забойный П. с клапаном-отсекателем пласта устанавливается на длительный период эксплуатации скважины в забое (над её фильтровой частью) для предотвращения самопроизвольного аварийного фонтанирования во время подземного ремонта (из-за высокого пластового давления, при поломке узлов фонтанной арматуры и т. п.). П.-разобщители используются для разобщения полостей буровой скважины, соединённых с разными продуктивными горизонтами, для извлечения пластовой жидкости (газа) отдельно из каждого горизонта по стволу одной скважины без смешивания добываемой жидкости (газа), а также раздельной закачки в разные пласты жидкости или газа по одной скважине. При активно абразивном или сильно коррозионном воздействии пластовой жидкости (газа, воды) на эксплуатационную колонну скважины применяют П., изолирующие затрубное пространство и позволяющие направить весь поток добываемой жидкости по центральному ряду подъёмных труб. Г. В. Молчанов.
Большая советская энциклопедия. - М.: Советская энциклопедия . 1969-1978 .
Синонимы :Смотреть что такое "Пакер" в других словарях:
Уплотнитель, устройство Словарь русских синонимов. пакер сущ., кол во синонимов: 2 уплотнитель (12) … Словарь синонимов
пакер - — Тематики нефтегазовая промышленность EN packer …
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
- (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) … Толковый украинский словарь
пакер - іменник чоловічого роду, істота … Орфографічний словник української мови
пакер гидравлического действия - надувной пакер — Тематики нефтегазовая промышленность Синонимы надувной пакер EN inflatable packer … Справочник технического переводчика
Книги
- , Насыров Амдах Мустафаевич , В работе рассмотрен весь комплекс основных технических, технологических методов и способов, снижающих отрицательное влияние на окружающую среду на нефтепромыслах при проектировании,… Серия: Издатель: Инфра-Инженерия ,
- Технологические аспекты охраны окружающей среды в добыче нефти. Учебное пособие , Насыров Амдах Мустафаевич , В работе рассмотрен весь комплекс основных технических, технологических методов и способов, снижающих отрицательное влияние на окружающую среду на нефтепромыслах при проектировании,… Издатель: Инфра-Инженерия , Производитель:
