Для чего нужен пакер в скважине

Польза применения скважинного пакера

Пакер для скважин выглядит как специальное приспособление, позволяющее отделять затрубное пространство от пласта месторождения. Раздельная эксплуатация источника возможна с перекрыванием пакером доступа грунтовым водам. Это особенно значимо при поломке системы водоснабжения либо обрушении конструкции их стенок.

Описание

Пакеры для скважин помогают рабочим улучшать проведение тех или иных операций внутри подземного источника, не разрушая всю конструкцию. На сегодняшний день более востребованы следующие виды таких конструкций:

Пример работы разбуриваемого пакера:

Характеристики и преимущества

Главным конструктивным звеном пакера для скважины является цилиндрический по форме уплотнитель, выполненный из резины. Благодаря вертикальному сжатию он способен изменять форму, расширяясь и изменяясь в высоте. В результате этого перекрывается все кольцо между скважинными стенами и колонной бурильных труб.

Если не достигнута герметизация прибора, то полного разделения пластов не будет.

К главным характеристикам описанной конструкции относят наличие следующих элементов:

К описанному оборудованию производят специальные шнеки с соответствующими насосами. Такие буровые установки облегчают процесс разбуривания грунта. Устанавливают пакер в колонне либо скважине.

Основной корпус прибора содержит и узел пакеровки, от надежности которого зависит успешность проводимых работ. При этом желательно использовать обсадную инвентарную трубу с толстыми стенками.

В составе описанного оборудования присутствует также хвостовик с внутренней резьбой, кольцевая проточка и карман.

На раздвижных опорах хвостовика при работе аппарата могут образовываться зазоры, что является существенным недостатком конструкции.

В комплекте есть и золотник, оснащенный седлом. Части золотника изготавливают из прочных сплавов, способных не деформироваться при сильном механическом воздействии. Уплотнительный элемент, узел пакеровки и другие детали могут длительное время не подвергаться коррозии, так как сверху их покрывают защитным составом. Пакер может быть и надувным, общий принцип действия которого схож с аналогами.

Основными преимуществами использования описанных устройств являются:

В составе конструкции есть кольцевые элементы. Если кольцевые детали выполнены из дюралюминия, то при их извлечении часто происходит поломка. В результате в обсадной колонне может заклинить пакер.

Применение

Пакер относится к области строительства и бурения. Такие установки используют с целью:

Устройство имеет разный диаметр сменного резинового уплотнителя, в зависимости от чего определяется область его использования.

Капитальный ремонт скважин

Капитальный ремонт скважин подразумевает проведение комплекса работ по восстановлению работоспособности эксплуатационных колонн.

На первом этапе проведения таких работ делают обследование скважины. Это позволяет выявить глубину забоя, наличие песчаной пробки и общий вид эксплуатационной колонны. При этом часто используют печати (металлические корпуса со свинцовой оболочкой).

Пример капитального ремонта скважины путем установки пакера:

Установка пакера позволяет выполнить опрессовку колонны для выявления дополнительных поломок. Капитальным ремонтом скважин обычно занимаются специализирующиеся на этом организации, имеющие все необходимое оборудование и опыт.

Источник

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:

Источник

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.

Источник

Область применения и назначение 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.

Уплотнители для эксплуатационных нужд подразделяются по своему назначению.

1. Уплотнители, применяемые при отборе нефти и газа из пласта в случае:

а) оборудования, требующего создания в скважине двух изолированных каналов (например, НКТ и уплотненнее снизу пространств между НКТ и обсадными трубами при раздельной эксплуатации нескольких пластов);

б) беструбной эксплуатации (подъеме жидкости по обсадной колонне, в нижней части которой установлено уплотнение);

в) предохранения от выброса при газопроявлениях (пакер с клапаном-отсекателем).

2. Уплотнители, применяемые при исследовании или испытании в случае:

а) раздельного исследования пластов, вскрытых одной скважиной;

б) проверки герметичности обсадной колонны или герметичности изоляции пластов цементным кольцом.

3. Уплотнители, применяемые при воздействии на пласт или его призабойную зону при:

а) гидроразрыве пласта;

б) поддержание пластового давления;

в) подаче в пласт теплоносителей.

По способу посадки пакеры подразделяют на механические «М» (рисунок 1, а, б), гидравлические «Г» (рисунок 1, в, г) и гидромеханические «ГМ». Механический пакер расширяется при воздействии осевой нагрузки (масса НКТ), оболочка гидравлического пакер расширяется при подаче в нее жидкости.

Фонтанная арматура.

Фонтанная арматура – это трубная конструкция схема и устройство подключения которой имеет фланцевое соединение с различными тройниками, соединительными устройствами и т.д.

Фонтанная арматура, предназначенная для оборудования устья фонтанирующей скважины, обеспечивает подвеску насосно-ком­прессорных труб, герметизацию межтрубного пространства, регу­лировку режима работы скважины с помощью дросселей, отвод продукции скважины в манифольд и промысловую сеть, контроль состояния затрубного пространства и давления в основном стволе арматуры с помощью манометров. Условия работы арматуры фонтанных скважин в большинстве случаев таковы, что для обеспечения безаварийной и долговечной работы оборудования необходим тщательный выбор его схем, кон­струкции узлов и материалов деталей. Давление в фонтанирую­щих скважинах может подниматься до 100 МПа, причем оно из­меняется, пульсирует. Жидкость и газ часто агрес­сивны и вызывают интенсивную коррозию арматуры.

Аварии с арматурой, установленной на скважинах, приводят к открытому фонтанированию, а иногда к выбросу труб и пожа­рам. Ликвидация таких аварий требует больших затрат и вре­мени.

Фонтанные арматуры различают по конструктивным и прочностным признакам. Эти признаки включают в шифр фонтанной арматуры.

Шифр фонтанной арматуры

Пример: АФК6В-80/50×70×ХЛ-К2а

АФ- арматура фонтанная

АН- арматура нагнетательная

6-Обозначение типовой схемы елки для арматуры с двумя трубными головками к номеру схемы добавляют «а».

80- Условный проход ствола елки, мм

50- Условный проход боковых отводов елки, мм (при совпадении с условным проходом ствола не указывается)

70- Рабочее давление, МПа (кгс/см2)

А- Модификация арматуры и елки

Фонтанная арматура включает трубную обвязку (головку и фонтанную елку с запорными и регулирующими устройствами).

Трубная обвязка — часть фонтанной арматуры, устанавливаемся на колонную обвязку, предназначена для обвязывания одного или двух скважинных трубопроводов, контроля и управления потоком скважинной среды в затрубном (межтрубном) пространстве.

Фонтанная елка — часть фонтанной арматуры, устанавливаемая на трубную обвязку, предназначена для контроля и регулирования потока скважинной среды в скважинном трубопроводе и направления его в промысловый трубопровод.

Скважинный трубопровод своим верхним концом закрепляется в катушке‑трубодержателе, устанавливаемой на трубную головку, либо в муфте‑трубодержателе, устанавливаемой в корпусе трубной головки.

Фонтанная арматура выпускается на рабочее давление — 14, 21, 35, 70, 105, и 140 МПа, сечением ствола от 50 до 150 мм, по конструкции фонтанной елки крестовые и тройниковые, по числу спускаемых в скважину рядов труб однорядные и двухрядные и оборудованы задвижками или кранами.

Конструкция фонтанной арматуры обеспечивает возможность измерения давления на верхнем буфере елки, а также давления и температуры среды на буфере бокового отвода елки и трубной головки. Стандартами предусмотрено изготовление блочных фонтанных арматур, а также укомплектование по необходимости фонтанных арматур автоматическими предохранительными и дистанционно управляемыми устройствами.

При оборудовании скважины двумя концентрическими колоннами НКТ (двухрядная конструкция подъемника) трубы большего диаметра подвешиваются на резьбовом соединении нижнего тройника (крестовина), который устанавливается на крестовину, герметизирующую затрубное пространство. Трубы меньшего диаметра подвешиваются на резьбе переводника (стволовой катушки), размещаются над тройником (крестовиком).

Типовые схемы фонтанных елок включают либо один, либо два тройника (одно или двухъярусная арматура), либо крестовину.

Рисунок 2 — Типовые схемы фонтанных елок

тройниковые — схемы 1, 2, 3 и 4; крестовые — схемы 5 и 6; (1 — переводник к трубной головке; 2 — тройник; 3 — запорное устройство; 4 — манометр с запорно-разрядным устройством; 5 — дроссель; 6 — ответный фланец

Источник

УСТРОЙСТВО И ПРИНЦИП РАБОТЫ ПАКЕРА

НАЗНАЧЕНИЕ И ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ

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.

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).

Источник