Пакер для нафтових свердловин Що таке механічний пакер? Гідравлічні пакери для свердловин

Винахід відноситься до приладів для герметизації міжтрубного або заколонного простору свердловин. Пакер для свердловини включає корпус з поміщеним на ньому елементом ущільнювача, вузол пакеровки ущільнювального елемента механічної дії, вузол допакерування ущільнювального елемента гідромеханічної дії. Вузол пакерування знаходиться вище ущільнювального елемента. Вузол допакування поміщений нижче ущільнювального елемента і виконаний з можливістю його спрацьовування при зниженні гідростатичного тиску в свердловині при освоєнні та/або експлуатації свердловини до заданої величини. При цьому під час допакування ущільнювального елемента забезпечена можливість контролю герметичності ущільнювального елемента та регулювання ступеня зниження гідростатичного тиску в свердловині. Винахід забезпечує підвищення надійності роботи пакера за рахунок можливості переведення його в робоче положення навантаженнями, що діють у процесі освоєння та експлуатації свердловини. 3 іл.

Винахід відноситься до будівництва та експлуатації нафтових і газових свердловин і, зокрема, до пристроїв для герметизації міжтрубного або заколонного простору свердловин.

Відомий пакер для свердловини, що включає корпус з встановленим на ньому елементом ущільнювача і клин-штовхач, розміщений в корпусі з можливістю осьового переміщення і деформування ущільнювального елемента при створенні всередині порожнини корпусу надлишкового тиску (див., наприклад, RU 2118442, 25.06.19.

Недоліком відомого пристрою є його обмежена можливість перекриття та герметизації великих зазорів міжтрубного простору обсадної колони або відкритого стовбура свердловини. Недоліком цього пристрою є також недостатня герметизуюча його здатність в обсадних колонах з зношеною внутрішньою поверхнею, що істотно обмежує область його застосування. Крім того, труднощі встановлення співвідношення необхідного, заздалегідь задається, ступеня деформації еластичного матеріалу ущільнювального елемента для збільшених зазорів свердловини і реальних робочих навантажень, що важко піддаються точному прогнозу, в цій свердловині веде, часто, до того, що ущільнювальний елемент або недовантажений насправді і тому забезпечує необхідну герметичність, або перевантажений через надмірний ступінь збільшення граничних навантажень (надлишкового запасу на попередній стадії проектування) і ненавмисно тривалої діїграничних навантажень, що ведуть до втоми ущільнювального матеріалу елемента. Негативні результати установки пакера - відсутність необхідної його герметичності - вимагає повторного здійснення операції з довготривалими операціями, крім негативних наслідків попередньої операції.

Технічним результатом цього винаходу є підвищення надійності роботи пакера за рахунок можливості переведення його в робоче положення реальними навантаженнями, що діють у процесі освоєння та експлуатації свердловини.

Необхідний технічний результат досягається тим, що пакер для свердловини включає корпус з поміщеним на ньому ущільнювальним елементом, вузол пакерування ущільнювального елемента механічної дії, поміщений вище ущільнювального елемента, і вузол допакерування ущільнювального елемента гідромеханічної дії, поміщений нижче зниження гідростатичного тиску в свердловині при освоєнні та/або експлуатації свердловини до заданої величини, при цьому під час допакування ущільнювального елемента забезпечена можливість контролю герметичності ущільнювального елемента та регулювання ступеня зниження гідростатичного тиску в свердловині.

Сутність винаходу полягає в тому, що забезпечення герметичності пакера у відкритому стовбурі або в колоні з зношеною поверхнею є однією з проблемних задач, які важко вирішити. Всі відомі рішення передбачають попередній, на стадії проектування, вибір зусилля пакерування одного з основних параметрів, що задає необхідний ступінь герметичності пакера. Результат залежить від ступеня відповідності проектного параметра реальним умовам свердловин. При невідповідності зазначеного параметра свердловинним умовам і неможливості своєчасно втрутитися у процес відбуваються ускладнення у свердловинах, ліквідація яких, довгострокова і трудомістка, різко знижує ефективність робіт у свердловині. Винахід забезпечує можливість пакерування на дві стадії. Перша - попередня стадія - передбачає первинне перекриття кільцевого простору, створення основи для другої стадії та оцінку герметичності першої стадії в залежності від навантажень на ущільнювальний елемент. або експлуатації свердловини. Ущільнювальний елемент пакера не відчуває тривалих граничних навантажень у свердловині, що простоюють, що ведуть до втомного зносу. Прийняту депресію при освоєнні та/або експлуатації свердловини використовують як робоче приводне зусилля пакерування. При цьому в процесі допакування ущільнювального елемента передбачена можливість контролю герметичності пакера та регулювання ступеня зниження гідростатичного тиску в свердловині.

На фіг.1 як приклад представлений пакер в транспортному положенні, на фіг.2 - приведений в дію пакер при його випробуванні на герметичність створенням надлишкового тиску в колоні, на фіг.3 - при його випробуванні шляхом зниження гідростатичного тиску в свердловині - рівня рідини у колоні.

Пакер для свердловини (фіг.1) включає транспортувальну колону 1, складовий корпус 2, на зовнішній поверхні якого виконані верхні 3 і нижні 4 упорні канавки, кільцеві канавки 5 і 6 і радіальний отвір 7. На корпусі 2 встановлений ущільнювальний елемент 8 з торцевою зашивкою 9, верхня 10 і нижня 11 упорні втулки, що взаємодіють з фіксаторами кінцевого положення 12 і 13, на внутрішній поверхні яких виконані кільцеві виступи 14 і 15, що взаємодіють з упорними канавками 3 і 4. На корпусі 2 встановлена натискна воронка 16. 17. Згадані вище позиції 3, 5, 9, 10, 12, 14, 16, 17 відносяться до вузла пакерування механічної дії, який забезпечує першу стадію пакерування. Він розміщений вище ущільнювального елемента 8. На корпусі 2 під ущільнювальним елементом 8 встановлений вузол допакування, що характеризує другу стадію пакерування. Вузол допакерування складається з закріпленої на корпусі допомогою зрізного гвинта 18 втулки 19, штовхача 22 утворюють з корпусом 2 кільця. кільцями 24. Позиція 25 відзначає внутрішню поверхню попередньої колони. Ущільнювальний елемент 8 може бути виконаний у вигляді верхньої і нижньої манжети з кільцем простаку 26 між ними.

В результаті моделювання на стенді була встановлена можливість збільшення ступеня герметизації кільцевого зазору за умови, якщо конусність (кут з вертикаллю з боку осі пристрою) верхньої та нижньої частин проставного кільця виконана різною.

Спуск у свердловину колони з пропонованим пристроєм здійснюють на колоні транспортуючої 1.

Після спуску колони роблять її «заякорювання», тобто. підвіску в попередній колоні та від'єднання від транспортувальної колони. Від'єднання від колони транспортування виробляють, наприклад, гідравлічно, шляхом створення розрахункового надлишкового тиску, або механічно - шляхом відвороту. Вузол якоря і вузол роз'єднання на кресленнях умовно не показано.

Після закачування розрахункового обсягу тампонажного розчину виробляють підйом колони транспортування до її виходу з натискної воронки 16, зріз, тобто. вимив надпакерної порції тампонажного розчину.

На останній трубі транспортувальної колони встановлені невгамовні завзяті кулачки (на кресленнях умовно не показані), які при підйомі згаданої колони автоматично встановлюються в робоче положення. Після «зрізання» надпакерної порції тампонажного розчину транспортувальну колону розвантажують, і завзяті кулачки, взаємодіючи з торцевою частиною натискної лійки 16 лійки, деформують ущільнювальний елемент 8, притискаючи його до внутрішньої поверхні попередньої колони 20н. елемент 8 у робочому положенні (фіг.2). У цьому перша - попередня стадія первинного перекриття кільцевого простору з допомогою пакера завершена. Попередня оцінка герметичності елемента ущільнювача 8 пакера може бути визначена шляхом створення короткочасного надлишкового тиску в колоні з гирла свердловини (за встановленими правилами опресування), в надпакерной зоні. Після зняття надлишкового тиску пакер перебуває у рівноважному стані до завершення всіх необхідних операцій, у тому числі всіх досліджень. Потім здійснюють виклик припливу в свердловину (пробну експлуатацію) - підготовку до штатної експлуатації шляхом зниження гідростатичного тиску в свердловині - зниження рівня рідини в колоні, яке веде до створення надлишкового тиску підпакерної зоні (фіг.3). При зниженні рівня рідини в колоні до робочого створюється ситуація, коли тиск у підпакерній зоні значно перевищує тиск у надпакерній зоні (див. фіг.3). У такому випадку під дією більшого тиску в підпакерній зоні (затрубного тиску) руйнується гвинт зрізний 18 і штовхач 20, переміщаючись, додатково деформує ущільнювальний елемент 8, тобто. здійснює його допакування робочим тиском (перепадом тисків), що характеризує попередню (пробну) стадію експлуатації - виклику припливу або власне експлуатацію і, тим самим, автоматично підвищує його герметизуючу здатність. Передбачена можливість контролю герметизуючої здатності пакера при його допакування безпосередньо при робочому тиску, наприклад, встановленням датчика тиску в зоні пакера. Передбачена також можливість регулювання - зміни величини гідростатичного тиску, наприклад, для надійності спрацьовування вузла допакування за відсутності герметичності пакера і забезпечення необхідного перепаду тиску. Ця можливість може бути забезпечена, наприклад, наявністю системи відкачування (зниження рівня рідини) із простору за колоною транспортування. При певному - досягнутому перепаді тиску упорна втулка 11 і фіксатор 13 утримують елемент ущільнювач 8 в робочому допакерованном положенні.

Пропонований пристрій може бути широко використаний і в свердловинах, що не цементуються, де до герметичності пакера пред'явлені підвищені вимоги.

Пакер для свердловини, що включає корпус з поміщеним на ньому ущільнюючим елементом, вузол пакеровки ущільнювального елемента, освоєння та/або експлуатації свердловини до заданої величини, при цьому під час допакування ущільнювального елемента забезпечена можливість контролю герметичності ущільнювального елемента та регулювання ступеня зниження гідростатичного тиску в свердловині.

Схожі патенти:

Винахід відноситься до нафтової промисловості і може знайти застосування для розробки нафтового покладу з карбонатними колекторами. Забезпечує підвищення нафтовіддачі покладу, ефективності витіснення нафти, збільшення охоплення пласта агентом, що витісняє, за рахунок його послідовного відпрацювання, зниження обводненості продукції.

Винахід відноситься до нафтовидобувної промисловості, зокрема способів герметизації експлуатаційної колони. Спосіб герметизації експлуатаційної колони включає спуск на посадковому інструменті в експлуатаційну колону свердловини двох пакерів, з'єднаних між собою трубою, їх посадку в експлуатаційній колоні вище і нижче інтервалу негерметичності з подальшим вилученням посадкового інструменту, герметизацію експлуатаційної колони.

Винахід відноситься до нафтогазовидобувної промисловості і може бути використане при освоєнні та експлуатації нафтових та газових свердловин. Пакер механічний містить з'єднані різьбленням верхній ствол і нижній ствол, що має фігурний паз на його зовнішній поверхні з поздовжніми короткими і довгими ділянками, на якому розташовується нижній якірний вузол, що включає корпус, до якого за допомогою різьблення приєднаний нижній кожух з вставленими в нього і підпружиненими радіально плашками, причому в середній частині корпусу виконані прямокутні вікна, в яких встановлені центратори, пружні радіально і утримувані верхньою і нижньою кришками, зафіксованими на корпусі за допомогою гвинтів, а в його нижній частині виконана кільцева зовнішня канавка, за допомогою якої до нижньої частини корпусу приєднане кільце , що має кільцеву внутрішню канавку і зовнішній циліндричний виступ, яке за допомогою різьби встановлений фіксатор, а на верхньому стовбурі розташований з можливістю осьового переміщення по ньому і спирається на циліндричний виступ нижнього стовбура конус опорний, над яким розташований нижній ан тіекструзійний вузол, до складу якого входять три металеві шайби з внутрішніми та зовнішніми конусними поверхнями, за допомогою яких вони взаємодіють із встановленими між ними двома поліуретановими кільцями.

Група винаходів відноситься до свердловинного модуляційного пристрою, призначеного для використання у свердловині. Пристрій для використання в свердловині містить подовжений корпус інструменту, штанги, що розтягуються, і гнучку клапанну мембрану.

Винахід відноситься до нафтовидобувної промисловості, зокрема способів герметизації експлуатаційної колони. Спосіб герметизації експлуатаційної колони включає спуск в експлуатаційну колону свердловини на посадковому інструменті, виконаному у вигляді колони насосно-компресорних труб (НКТ), двох пакерів, з'єднаних між собою трубою, їх посадку в експлуатаційній колоні вище та нижче порушення з подальшим вилученням посадкового інструменту.

Винахід відноситься до нафтової промисловості і може знайти застосування при розробці покладів нафти з колектором, що має природну тріщинуватість. Забезпечує підвищення охоплення пласта впливом та збільшення нафтовіддачі продуктивного пласта.

Група винаходів відноситься до гірської справи, зокрема до пакерних свердловинних установок. Свердловинне обладнання містить корпус, два проточні канали, ущільнення, встановлене з можливістю переміщення на корпусі, вузол клинового захоплення, що підтримується на корпусі, канал у корпусі та проміжний модуль. При цьому проміжний модуль забезпечує переміщення текучого середовища між каналом у корпусі та одним із двох поздовжніх проточних каналів. Технічний результатполягає в усуненні необхідності повного розбирання двоколонного або багатоколонного пакера на буровому майданчику та усунення затримок та можливості пошкодження, пов'язаних з такою перебудовою. 3 зв. та 22 з.п. ф-ли, 7 іл.

Група винаходів відноситься до операцій підземної інтенсифікації припливу вуглеводнів і, конкретніше, до операцій і пристроїв для підвищення надійності точкового стимулювання. Забезпечує підвищення ефективності стимулювання та надійності роботи пристроїв. Сутність винаходів: винаходу передбачають закачування рідини через пристрій для стимулювання, перепуск щонайменше частини рідини з пристрою для стимулювання в якірний пристрій, з'єднаний з ним з можливістю повідомлення. При цьому якірний пристрій включає корпус, в якому знаходяться рухомо розташована в ньому оправка, і дросель зі зворотним клапаном, рухомо розташований всередині оправки. Передбачено переведення дроселя зі зворотним клапаном усередині оправки в перше положення, в якому цей дросель пропускає через корпус обмежену витрату рідини. Також передбачено введення рідини з якірного пристрою для встановлення піщаної пробки в заданому місці та відхилення потоку рідини в заданому місці за допомогою піщаної пробки. 4 н. та 15 з.п. ф-ли, 4 іл.

Винахід відноситься до нафтогазовидобувної промисловості, а саме до пристроїв для роз'єднання пластів у свердловині при роздільному закачуванні в них різних реагентів. Пристрій для обробки пластів у свердловині містить прохідний пакер і роз'єднувач, що включає стовбур, золотник, розташований усередині стовбура і з'єднаний з ним зрізними елементами, золотник оснащений посадковим сідлом для кулі, що скидається всередину пристрою перед обробкою верхнього пласта, конусне розточування, в якій встановлено стопор , що взаємодіє з кільцевою проточкою. Стовбур оснащений радіальними отворами і додатковими зрізними елементами, зусилля руйнування яких вище зусилля руйнування зрізних штифтів, також стовбур забезпечений обвідним каналом, що має можливість повідомлення верхній і нижній частині стовбура, минаючи золотник, при цьому у вихідному положенні обвідний канал і радіальні отвори , оснащеним радіальними каналами, причому знизу золотник оснащений осьовим центральним отвором, при цьому стовбур нижче золотника концентрично забезпечений жорсткозакріпленим до нього стрижнем, спрямованим у бік золотника, а також осьовими отворами по колу, причому пропускна здатність осьових отворів стовбура більша за пропускну здатність центрального у верхній частині золотника виконано додаткове посадкове сідло під додаткову кулю більшого діаметру, що скидається всередину пристрою після обробки верхнього шару для можливості повернення до нижнього шару через обвідний канал, кільцева проточка виконана у вигляді кільцевих насічок, спрямованих протилежно стопорному кільцю в нижній частині золотника, і має можливість взаємодії зі стопорним кільцем, розміщеним у конусному розточуванні, виконаному в нижній частині стовбура вище осьових отворів по колу, при цьому додатковий зрізний штифт встановлений у стовбурі нижче конус , в якій розміщено стопорне кільце. Пропонований пристрій має вдосконалену конструкцію, розширені технологічні можливості та високу надійність у роботі. 4 іл.

Винахід відноситься до нафтогазовидобувної промисловості, а саме до пристроїв для роз'єднання пластів у свердловині при роздільному закачуванні в них різних реагентів. Пристрій для обробки пластів містить прохідний пакер та роз'єднувач. Роз'єднувач включає стовбур, золотник, розташований усередині стовбура і з'єднаний з ним зрізними елементами. Золотник обладнаний сідлом під запірний елемент. Стовбур оснащений радіальними отворами та додатковими зрізними елементами. Стовбур нижче радіальних отворів забезпечений обвідним каналом, що має можливість сполучення верхньої та нижньої частини ствола, минаючи золотник. У вихідному положенні обвідний канал та радіальні отвори стовбура герметично перекриті золотником. Золотник оснащений центральним осьовим отвором та радіальними каналами. Радіальні канали золотника при осьовому переміщенні вниз золотника щодо стовбура мають можливість послідовного повідомлення спочатку з радіальними отворами стовбура, а потім з обвідним каналом стовбура. У нижній частині золотника є кільцева проточка, виконана у вигляді кільцевих насічок, спрямованих протилежно стопорному кільцю з можливістю взаємодії з ним. Стопорне кільце розміщено в конусній розточці, виконаній в нижній частині стовбура вище за додаткові зрізні елементи. Нижче додаткових зрізних елементів стовбур оснащений обмежувачем ходу золотника. Запірний елемент виконаний у вигляді штока змінного перерізу. Пристрій має вдосконалену конструкцію, розширені технологічні можливості та високу надійність у роботі. 4 іл.

Винахід відноситься до нафтовидобувної промисловості, а саме до пакерів для герметичного роз'єднання інтервалів стовбура в необсадженій свердловині. Пакер включає стовбур, муфту, ніпель, ущільнювальний елемент з конічними опорами і плашки. Плашки виконані у вигляді стрижня трапецеїдальної форми. Один кінець верхніх та нижніх плашок шарнірно встановлений відповідно у верхньому та нижньому упорах, а інший кінець плашок, що виходить назовні, виконаний обтічної форми. Конусна поверхня конічних опор та поверхня плашок, що стикається з конусною поверхнею конічних опор, мають уступи прямокутної форми. Плашки постійно притиснуті до конусної опори ресорними пружинами. Пакер забезпечений вузлом захисту від передчасної мимовільної посадки. Вузол захисту складається з втулки з виточкою, в яку входить буртик кільця розрізу, виконаний на всій зовнішній поверхні розрізного кільця. Винахід дозволить запобігти прихвату пакера, забезпечити підвищену прохідність пакера по відкритому стовбуру свердловини, виключити можливість мимовільної передчасної установки пакера при невеликих стискаючих навантаженнях, зменшити габарити та металомісткість пакера. 1 іл.

Винахід відноситься до галузі гірничої справи, зокрема до нафтовидобувної промисловості, і може бути використане для експлуатації свердловин. З метою підвищення надійності посадки пакерів і поліпшення герметизації міжтрубного простору в свердловинах, пакер інерційний механічний містить змонтовані на трубі кільцеве ущільнення, роз'єднує порожнину свердловини, механічний якір і телескопічний замок з можливістю обмеженого осьового переміщення труби всередині якоря, пазах обойми. З торця обойми встановлені розтискні рифлені кулачки зі зворотними пружинами, що притискають кулачки до труби щодо втулки, що встановлена на обоймі та охоплює основи кулачків. Останні виконані з внутрішньою конічною поверхнею, що взаємодіє з конусом у відповідь, встановленим на трубі з можливістю осьового переміщення. Телескопічний замок включає виконаний на поверхні труби багатоходовий лабіринтовий паз, що взаємодіє з плаваючим пальцем, закріпленим на рухомому кільці, що охоплює трубу між обоймою і стикованої з нею накидною гайкою з можливістю поздовжніх і кутових переміщень на трубі в межах лабіринтного паза. Кільцеве ущільнення взаємодіє з тарілчастими упорами, що охоплюють торці кільцевого ущільнення. Натискний упор пов'язаний з перекладачем, що з'єднує пакерну трубу з колоною насосно-компресорних труб. Між конусом та кільцевим ущільненням введена втулка. Циліндрична частина конуса виконана ступінчастою та з упором уступ меншим діаметром з'єднана з втулкою, на протилежному торці якої виконаний тарілчастий упор, що охоплює торець кільцевого ущільнення з нижнього боку. У втулці з боку тарілчастого упору виконаний буртик, що упирається в кільцевий виступ, виконаний на трубі, що забезпечує вільне розміщення кільцевого ущільнення на трубі між тарілчастими упорами до посадки пакера в свердловину і з можливістю переміщення у втулці кільцевого виступу в напрямку торця відстань, щонайменше, дорівнює довжині зміщення тарілчастого упору на втулці на величину стиснення кільцевого ущільнення для його радіального розширення до герметичного роз'єднання свердловини порожнини. У стінці втулки встановлені зрізні штифти, що взаємодіють з виїмкою, виконаною на кільцевому виступі труби, що унеможливлюють зміщення конуса в напрямку кулачків якоря при спуску пакера в свердловину. У різьбових отворах зовні втулки виконані поглиблення з можливістю приховування головок зрізних штифтів. 1 з.п. ф-ли, 1 іл.

Винахід відноситься до гірничої справи, зокрема до нафтовидобувної промисловості, і може використовуватися для роздільної експлуатації свердловин. З метою скорочення обсягу спускопідйомних операцій і часу простою свердловини багатофункціональний пакер містить трубу, що з'єднується зверху з колоною насосно-компресорних труб і знизу з занурювальним електроприводним насосом за допомогою патрубка. Зовні труби змонтовані гумові кільцеві манжети з механізмом їх розширення, якір, центратор і виконаний канал для герметичної проводки силового кабелю через пакер. У стінці труби по обидва боки кільцевих манжет виконані радіальні отвори та симетрично їм кільцеві трапецієподібні канавки, що повідомляють порожнину труби з міжтрубними просторами вище та нижче пакера. Внутрішній діаметр труби менший від внутрішнього діаметра колони насосно-компресорних труб і в напрямку верхнього торця труби в останній виконаний внутрішній конус переходу від діаметра труби до діаметра колони насосно-компресорних труб. На внутрішній стороні стінки труби виконана кільцева виїмка стопорного пристрою для встановлення в трубі змінних циліндричних вставок, призначених для виконання певного технологічного регламенту експлуатації свердловини, що спускаються в трубу через порожнину колони насосно-компресорних труб і герметично встановлюються в трубі за допомогою ущільнень з можливістю перекриття кільцевих трапецієподібних канавок з радіальними отворами в трубі та змінних циліндричних вставках. У трубі можуть бути встановлені змінні циліндричні вставки для виконання технологічних операцій регламенту експлуатації свердловини: промивання надпакерного міжтрубного простору або промивання занурювального електроприводного насоса або відведення газу з підпакерного міжтрубного простору або видобутку нафти занурювальним електроприводним насосом та інші. Змінні циліндричні вставки містять елемент стопорного пристрою, що взаємодіє з кільцевою виїмкою у відповідь на внутрішній стороні стінки труби, що утримує циліндричну вставку в трубі в певному положенні, і кільцевий паз для зачеплення змінних вставок захватним інструментом для спуску з поверхні свердловини в трубу і видалення їх насосно-компресорні труби. 6 з.п. ф-ли, 5 іл.

Ппа винаходів відноситься до галузі будівництва, експлуатації та ремонту нафтових, газових та інших свердловин, а саме до варіантів конструкції пакерів, що розбурюються. Пакер містить стовбур з нерухомим упором, ущільнювальним елементом, нижнім та верхнім конусами та захватами та розрізну гайку. Верхній якір додатково забезпечений штовхачем. На конусах, нерухомому упорі та штовхачі виконані Т-подібні або у вигляді ластівчиного хвоста пази. Захоплення з обох кінців забезпечені виступами форми у відповідь, утворюючи ковзну кінематичну пару повзун - напрямна з деталями, що сполучаються. Винахід забезпечує підвищення надійності пакера у посадковому положенні та скорочення тривалості його розбурювання. 2 н.п. ф-ли та 3 іл.

Винахід відноситься до способів ліквідації негерметичності експлуатаційних колон Спосіб ліквідації негерметичності експлуатаційних колон включає дослідження розташування і протяжності інтервалу негерметичності колони, складання пакера, що тампонує, спуск пакера в свердловину і переведення пакера в робоче положення. Стовбур пакера утворений екрануючими ущільнювальними елементами (еластомерами), а також верхніми та нижніми герметизуючими елементами (еластомерами). Герметизуючі елементи розділені між собою обмежувальними вставками. Пакер оснащений якірними вузлами. Довжина ствола пакера перевищує протяжність інтервалу негерметичності. Спуск пакера в свердловину здійснюють у транспортному положенні, при якому зовнішній діаметр його менше прохідного діаметра колони. При досягненні планового інтервалу пакер переводять у робоче положення з розширенням під навантаженням ущільнюючих елементів, що екранують, до внутрішнього діаметра експлуатаційної колони і верхніх і нижніх герметизуючих елементів до досягнення герметизації колонно-пакерного простору вище і нижче інтервалу негерметичності. Обмеження за величиною розширення елементів, що екранують, регулюють за рахунок внутрішніх обмежувальних вставок. Спосіб дозволяє виключити висип породосодержащих шламу або цементного каменю і знизити аварійність при експлуатації свердловин. 1 з.п. ф-ли, 1 іл.

Винахід відноситься до приладів для герметизації міжтрубного або заколонного простору свердловин. Пакер для свердловини включає корпус з поміщеним на ньому елементом ущільнювача, вузол пакеровки ущільнювального елемента механічної дії, вузол допакерування ущільнювального елемента гідромеханічної дії. Вузол пакерування знаходиться вище ущільнювального елемента. Вузол допакування поміщений нижче ущільнювального елемента і виконаний з можливістю його спрацьовування при зниженні гідростатичного тиску в свердловині при освоєнні або експлуатації свердловини до заданої величини. При цьому під час допакування ущільнювального елемента забезпечена можливість контролю герметичності ущільнювального елемента та регулювання ступеня зниження гідростатичного тиску в свердловині. Винахід забезпечує підвищення надійності роботи пакера за рахунок можливості переведення його в робоче положення навантаженнями, що діють у процесі освоєння або експлуатації свердловини. 3 іл.

Пакер механічний є пристосуванням, призначене для поділу пласта родовища і затрубного простору, а також відділення одного нафтового пласта від іншого.

При роздільній експлуатації свердловини пакер перекриває доступ поверхневим водам у забій при дефект колони або гідравлічному руйнуванні пласта.

Особливості пакеру

Структурним підрозділом ВАТ «Сибнафтомаш» виробляються механічні пакери в Нижньовартівську різних моделей, що мають індивідуальні особливості. До переваг пристрою відноситься можливість багаторазового використання, а також створення високого тиску в зоні технологічних робіт свердловини, що діє.

Завдяки простій конструкції та високому ступеню надійності пакери можуть використовуватись у процесі виконання нестандартних бурових робіт. Основним недоліком пристрою є неможливість спускання труб на невелику глибину без додаткового вантажу.

Класифікація

Механічний пакер класифікується за відмінними характеристиками, що відповідають:

способу закріплення у свердловинному отворі
зміни форми ущільнювача від перепадів тиску
методів спуску у робочу зону.

При виборі процесу встановлення пристрою враховується конструкція приладу, яка може бути як із опорою на забій, так і без такої («висячий»). Пристрій з опорою може опускатися в свердловину лише твердого вибою разом із хвостовиком та додатковою трубою для хвостового елемента.

Механічний і гідравлічний пакери відносяться до пристроїв з деформацією гумової манжети, що виникає при тиску ваги колони або рідини, що нагнітається, до 50 МПа.

При гідравлічному розриві пласта ущільнення гумової манжети здійснюється автоматично. У процесі вилучення колони зі свердловини відновлення форми та розміру манжети відбувається самостійно.

Як «висить» пакер використовується пристрій шліпсового типу без хвостовика. Шліпсовий пакер може встановлюватися у викривленій, горизонтальній або похилій свердловині будь-якої глибини. Механічні пристрої забезпечують безпеку під час вирішення технологічних завдань за умов нестійкої температури робочого середовища.

Спуск пакера без опори на вибій проводиться на колоні заливки. Запобігти виштовхуванню колони зі свердловини та розвантажити труби допомагає гідравлічний якір, спуск якого здійснюється разом із пакером.

Пакерипризначені для ущільнення кільцевого простору та роз'єднання окремих горизонтів нафтових та газових свердловин. Вони працюють в умовах впливу високих перепадів тисків (від 7 до 70 МПа), великих механічних навантажень (десятки кН) та в різних термічних (від 40 до 100°С, а при тепловому впливі на пласт до 400°С) та корозійних середовищах. Тому конструкції пакерів повинні забезпечувати ефективну та надійну роботу в умовах експлуатації .

Пакерипри експлуатації встановлюються зазвичай в обсаджену частину свердловини і спускають їх на колоні підйомних труб. Ущільнення, що притискається до обсадної труби, повинне надійно роз'єднувати частини стовбура свердловини, що знаходяться над та під ущільнювачем.

Пакери застосовуються:
- при освоєнні свердловини для полегшення та прискорення очищення вибою шляхом продування та промивання через фонтанні труби;
- при всіх технологічних процесах на свердловині та при її експлуатації для захисту обсадної колони від хімічної корозії та дії надмірно високого тиску рідини та газу;
- при необхідності центрування колони насосно-компресорних труб та передачі частини ваги труб на обсадну колону під час підземних ремонтів свердловин.

Пакер включає наступні елементи (Рис.2.2.): 1-головка; 2-опорне кільце; 3-обмежувальна втулка; 4-обмежувальний ущільнювальний елемент; 5 обмежувальне кільце; 6-ущільнювальний елемент; 7-конус; Вузол ліхтаря у свою чергу складається з елементів: 8-шліпс; 9-упорна втулка; 10-обмежувальний обруч; 11- пружина; 12-корпус ліхтаря; 13-штифт; 14-фігурний паз у крисі ліхтаря; 15-стовбур.

Головка 1 пакерапризначена для приєднання пакера з якорем. Вона представляє трубу, що має у верхній частині ліве різьблення бурильних труб, що служить для з'єднання з якорем ЯПГ, в нижній частині - муфтове різьблення насосно-компресорних труб для з'єднання зі стволом 15 і зовнішнє метричне різьблення - для накручування опорного кільця 2. Зовнішня поверхня головки кільцеві ризики для вилучення пакера овершотом у разі прихоплення його у свердловині. Матеріал для виготовлення застосовується такий самий, як і у бурильних труб.

Опорне кільцеслужить для упору елемента ущільнювача 4 і забезпечує її деформацію при посадці пакера.

Стовбурє відрізок насосно-компресорної труби. На нього послідовно надягають обмежувальна втулка 3, обмежувальний елемент ущільнювача 4, обмежувальне кільце 5, гумовий ущільнювальний елемент 6, конус 7 і вузол ліхтаря з шліпсами.

Рис.2.2. Загальний вигляд механічного пакеру

1-головка; 2-опорне кільце; 3-обмежувальна втулка; 4-допоміжний ущільнювальний елемент; 5-обмежувальне кільце; 6- основний ущільнювальний елемент; 7-конус; Вузол ліхтаря у свою чергу складається з елементів: 8-шліпс; 9-Упорна втулка; 10 обмежувальний обруч; 11-пружини; 12-корпус ліхтаря; 13-штифт; 14-фігурний паз; 15-стовбур.

Вузол обмежувачапризначений для запобігання проникненню гуми основного ущільнюючого елемента кільцевий зазор між свердловиною і опорним кільцем 2 при високих перепадах тиску рідини. Між торцями обмежувальної втулки 3 і кільця обмежувального 5 залишається зазор, достатній для заповнення кільцевого зазору при стисненні ущільнювального елемента і в той же час для попередження його заклинювання.

Під дією ваги колони насосно-компресорних труб гумовий елемент 6 стискається між нерухомим обмежувачем 5 і рухомим конусом 7.

Збільшення діаметра гумового елемента, що відбувається при цьому, створює ущільнення кільцевого простору між обсадною колоною і підйомними трубами. Діаметр гумової манжети при вільному стані повинен бути меншим від внутрішнього діаметра обсадної колони приблизно на 10-20 мм і не повинен бути більшим за діаметр шаблону.

Основний ущільнювальний елемент, Як і обмежувальний, виготовляється з гуми марок 4004, 3826-С, які допускають велику деформацію. Вони розраховані працювати при температурі до 100 0 З, стійкі проти роз'їдання агресивними речовинами, що у свердловині.

Рухомий конусє проміжним елементом, призначеним передавати стискаючі зусилля від шліпсів на манжети ущільнювачів. Конусна форма цього елемента забезпечує посадку пакера на певній глибині стовбура свердловини при переміщенні стовбура вниз щодо нерухомого ліхтаря, конус насувається на нерухомі шліпси, розсуває їх до зіткнення з колоною обсадної, і заклинює.

Вузол ліхтарявлаштований наступним чином: у корпусі 12, що представляє циліндричну втулку, під кутом 120° розташовані глухі отвори, в яких вміщені циліндричні пружини. Внизу корпусу розміщена завзята втулка 9, вгорі - обганювальний обруч 10, що утримують від випадання шліпси 8. Зовнішній діаметр ліхтаря повинен бути більшим за всі інші деталі.

Штифт 13, вкручений в корпус ліхтаря, при спуску пакера в свердловину знаходиться у фігурних пазах стовбура 15 і, зв'язуючи стовбур з шліпсами, запобігає мимовільному пакеруванню.

Спускп акера у свердловину до необхідної глибини виробляється на колоні бурильних чи насосно-компресорних труб. При введенні пакера в обсадну колону завдяки тертю ліхтар прагне відстати від загального рухуколони, що спускається, але цьому перешкоджають штифти, що утримують ліхтар за його корпус. При досягненні пакером потрібної глибини невеликим підйомом колони вгору (0,3 - 0,5 м) та поворотом труб на 1 - 1,5 обороту вправо штифт виводяться з фігурного паза. Ліхтар при цьому не обертається через тертя шліців про обсадну колону. При подальшому спуску колони труб конус насувається на шліпси, які залишаються з ліхтарем на місці, розсуває їх. При цьому шліпси своїми насічками врізаються в стінку колони обсадної і перешкоджають подальшому руху конуса вниз. Під дією ваги колони труб гумовий ущільнювальний елемент 6 стискається між нерухомим обмежувачем 5 і рухомим конусом 7. Відбувається деформація гумового елемента пакера і ущільнення кільцевого простору між колоною обсадної і підйомними трубами.

Ін'єкційний пакер представляє собою спеціальне пристосування, призначене для ін'єктування різних гідроізоляційних складів в цегляні або бетонні конструкції.

Конструкція пакера містить кеглеподібну або плоску головку певного діаметра і довжини, а також клапан зворотного тиску, що виключає ризик неконтрольованого витікання ін'єкційного матеріалу. Пакери з'єднують ін'єкційну конструкцію з ін'єкційним обладнанням (шлангом від ін'єкційного насоса) при ін'єктуванні полімерних матеріалів гідроізоляційних роботах.

Ін'єкційні пакери забезпечують рівномірний розподіл складу, що ін'єктується, в масиві бетонних, кам'яних або цегляних конструкцій для формування надійного гідроізоляційного захисту. Ін'єктування конструкцій епоксидними, поліуретановими смолами, пінами, що розширюють, і акрилатними гелями – все це не зможе обійтися без використання ін'єкційних пакерів

Для ін'єктування полімерних матеріалів, таких як розширювальні піни, кристалічні гелі, поліуретанові смоли, допускається використання.
Для прокачування конструкцій розчинами на основі мікроцементів застосовуються вироби великого діаметру.

Механічні пакери, що закріплюються, виготовляються з металу або пластику. Металеві пакери мають розтискний гумовий манжет (сальник), який при встановленні та подальшому стисканні збільшує свій об'єм і ущільнює простір між пакером та стінками отвору. Пакери із пластику працюють за принципом дюбеля.

Пакери знайшли широке застосування у сфері будівництва та зведення капітальних будівель. Зокрема, з їх використанням відбувається гідроізоляція фундаментів, паркінгів, насосних станцій тощо.

Особливості та види пакерів

Розрізняють кілька видів пакетів, які використовуються в залежності поставлених завдань:

Пакер для високого тиску – до 200 атм
Пакер для середнього тиску – до 150 атм
Пакер для низького тиску – до 50 атм.

Від того, за якого тиску будуть проводитись роботи, залежить матеріал, з якого виготовляється пакер для ін'єкцій.

Пакери високого тиску виготовляються зі сталі, обов'язково є гумовий ущільнювач та посилений наконечник. Застосовуються для ін'єктування під високим тиском до 250 атмосфер залізобетонних, кам'яних та цегляних конструкцій. Ін'єкційний матеріал: поліуретан, епоксид та акрилатні гелі.

Ін'єкційні пакери є приладами з плоскою, цанговою або кільцеподібною головкою різної довжини і діаметра зі вбудованим клапаном, здатними витримувати необхідний рівень тиску.

Пакери високого тиску можуть мати 2 типи головок: насувні (плоські) або кегельні (цангові).

Пакери середнього тиску виготовляють із алюмінію або пластику високої якості, вони мають укорочений наконечник. З їх допомогою можливо проводити ін'єктування гелю, поліуретану та мінеральних матеріалів у цегляні та кам'яні конструкції.

Пакери низького тиску зазвичай створюються з дешевих видів пластику та не призначені для серйозних навантажень. Пакер має широкий прохідний внутрішній діаметр 16 мм, служить для ін'єктування цементних, мікроцементних суспензій та полімерних складів. Пластиковий пакер обладнаний зворотним клапаном, що запобігає виходу ін'єкційного матеріалу зі шпуру. Робочий тиск 15 атм.

Сам процес проведення гідроізоляції з використанням ін'єкційних пакерів зовні досить простий, але потребує досвіду та напрацьованих навичок. Його можна умовно поділити на 3 етапи:

Підготовка отворів – вони мають виконуватися під кутом 45 градусів. Їхній діаметр повинен відповідати діаметру пакера.
Установка у підготовлені отвори пакерів.
Підключення насосу. Пакери, вставлені в отвори, підключають до насоса (вручну або за допомогою гайковерта). Причому підключати їх слід по черзі, щоб розчин йшов рівномірно.
Вилучення. Після виконання всіх робіт пакери можна промити та використовувати ще кілька разів.

Розрізняються пакери за типом сполучного штуцера, довжиною та діаметром.
Різниця між цанговим та плоским штуцером полягає у способі кріплення сполучної муфти.
Рекомендований тиск пакерів 200-300 бар.
Для запобігання зворотному витіканню ін'єкційного складу пакер оснащений клапаном зворотного тиску. Пакер може мати цангову, плоску або кеглеподібну головку різного діаметру і довжини.

Металеві (алюмінієві, сталеві) пакери користуються при робочому тиску до 200-250 бар для роботи з залізобетонними та бетонними конструкціями. Алюмінієві пакери використовуються для ін'єктування поліуретанових складів. Сталеві пакери необхідні для ін'єктування поліуретанових складів та акрилатних гелів. Вони мають велику міцність та збільшений прохідний канал.

Сталеві ін'єкційні пакери характеризуються високим рівнем міцності та зносостійкості. Їх фізичні властивості та технічні характеристикидають можливість пропускати рідкі ізолюючі речовини при тиску до 250 бар. Таких показників достатньо для роботи з бетонними та залізобетонними конструкціями.

Пластикові пакери можна застосовувати при більш низькому рівні тиску (до 100 бар) для роботи з цегляними і кам'яними кладками.

За типом кріплення пакети бувають:

Розжимні: їх установка може відбуватися вручну, або за допомогою спеціалізованих будівельних інструментів (гайковертів). Конструкція пристосування сприяє забезпеченню цілісності та безпеки арматури при виконанні різних маніпуляцій, до яких відноситься буріння та ін'єктування полімерів. Розжимні паркери відносяться до професійних моделей.

Пакери, що наклеюються або адгезійні, призначені для прокачування тріщин в бетоні при відносно (у порівнянні з розтискними пакерами) низькому тиску. Їх кріплення здійснюється тільки ручним способом. Клейовий сталевий пакер застосовується для ін'єктування епоксидних та поліуретанових складів. Використання пакерів, що наклеюються, обумовлено товщиною прокачуваної плити в місцях, де неможливо здійснити буріння.

Найбільш часто зустрічається використання пакерів, що наклеюються, при панельному (збірному будівництві). З цієї причини набули величезного поширення в Європі.

Технологія їхнього пристрою значно відрізняється від розтискних пакерів. Основна відмінність полягає в прикріпленні пакера за допомогою епоксидного клею на саму тріщину, яка потім розшивається, зашпаровується ремскладами і прокачується.

Забивні пакери закріплюються в наперед пробуреному ін'єкційному каналі. Матеріал виготовлення – метал чи пластик. Забивний пластиковий пакер застосовується для ін'єктування цементних та полімерних складів. Пакер оснащений зворотним клапаном для запобігання витіканню складів.

Пластиковий пакер працює під тиском до 100 бар. Його прийнято вважати разовим приладом, призначеним до виконання операцій із невеликими обсягами. Вибираючи пластиковий пакер, ціна якого істотно нижча від алюмінієвих і сталевих аналогів, покупцю варто оцінити всі переваги і недоліки його використання.

Крім матеріалу основи, пакери для ін'єктування відрізняються згідно з типом з'єднання. Цанга, муфта або плоска масляна - типи фіксації, кожен з яких продемонстрував свої переваги, працюючи в різних умовах.

Ін'єкційний пакер оснащений зворотним клапаном. Така система протидіє виходу ін'єкційної речовини їхньої будівельної конструкції. Складання продукції здійснюється на сучасному, високотехнологічному обладнанні з використанням інноваційних технологій.

Основні переваги пакерів:

рівномірний розподіл ізолюючих матеріалів по всій робочій поверхні;
виключається витікання робочої суміші, так як у конструкції передбачений зворотний клапан;
максимальний рівень міцного кріплення арматури, з якої збирається основа конструкції;
тривалий термін служби, за умови правильного використання, для реалізації за певних заздалегідь умов.

Ви можете у нас купити оптом або в роздріб сталеві, алюмінієві пакери, з різними насадками та різної конфігурації. У каталозі представлені ін'єкційні пакери, купити які можна, не виходячи з дому або офісу.

Звернення в «Гідро-КС» – економія часу та коштів, гарантія доступних цін за високої якості пакерів, цікаві знижки та бонуси для постійних та оптових клієнтів, а також відвантаження та доставка пакерів у мінімальні терміни.

Пакери-спеціальні пристрої, призначені для роз'єднання окремих ділянок стовбура свердловини, роз'єднання пластів та ізоляції підйомної колони труб від впливу середовища в процесі експлуатації свердловин та при ремонтно-ізоляційних роботах у них. Їх широко застосовують при проведенні багатьох технологічних операцій: гідророзриву, кислотних та термічних обробкахпласта, ізоляційні роботи і т. д. Для роздільної експлуатації двох пластів однією свердловиною по паралельних рядах підйомних труб використовують двопрохідні пакери.

Залежно від спрямування діючих зусиль розрізняють пакери наступних типів.

ПВ - перепад тисків спрямований нагору;

ПН - перепад тиску спрямований вниз;

ПД - перепад тисків спрямований як униз, і вгору.

Якоря- пристрої, призначені для закріплення колони підйомних труб за стінку експлуатаційної колони з метою запобігання переміщенню свердловинного обладнання під впливом навантаження.

Якорі застосовують переважно з пакерами типу ПВ та ПН.

Шифр пакерів означає: літерна частина - тип пакера (ПВ, ПН, ПД), спосіб посадки та звільнення (Г-гідравлічний, М - механічний, ГМ - гідромеханічний) та наявність якірного пристрою (літера Я); цифра перед літерами – номер моделі; перше число після літер – зовнішній діаметр (в мм); друге число - робочий тиск (максимальний перепад тисків, що сприймається пакером); останні літераі цифра - сірководневий виконання (К2). Наприклад, ПН-ЯМ-150-500, ПН-ЯГМ-118-210, 1ПД-ЯГ-136-500; ПД-Г-136-210К2.

Посадка пакера проводиться шляхом піднесення труб на відстань, необхідне для створення на нього розрахункового осьового навантаження, повороту на 1,5-2 обороти вправо і потім спуску труб вниз. у вихідне становище. При підйомі труб та повороті їх вліво на 1,5-2 обороти

Якір ЯГ. На стволі його встановлений конус, що має напрямні для плашок, вставлених у Т-подібні пази плашкотримача. Якір, що спускається в свердловину на колоні підйомних труб, закріплюється під час подачі рідини в труби під тиском. Рідина, потрапляючи під поршень, зрізає гвинти, переміщає плашкотримач і плашки вгору, які, натягуючись на конус, розходяться у радіальному напрямі та заякорюються на внутрішній стінці експлуатаційної колони труб.

Якір звільняється під час підйому колони труб. При цьому ствол рухається вгору спільно з конусом, конус витягується з-під плашок, звільняючи їх.

Якір ЯГ1 складається з корпусу, у вікна якого вставлені плашки, що утримуються пружиною в утопленому положенні. Планки, що обмежують хід плашок у радіальному напрямку, кріпляться на корпусі за допомогою гвинтів. Закріплення якоря в колоні відбувається при висуванні плашок назовні в радіальному напрямку та впровадження в стінку експлуатаційної колони. Після припинення нагнітання рідини плашки під дією пружин повертаються у вихідне положення, у результаті звільняється якір.

Експлуатація пакерів та якір.

Перш ніж спустити в свердловину пакер, необхідно обстежити колону конусною печаткою та встановити прохідність шаблоном з гирла до верхніх отворів фільтра. Довжина та діаметр шаблону повинні бути дещо більшими за відповідні розміри пакера та якоря. При цьому шаблон повинен вільно проходити до потрібної глибини. В іншому випадку усувають пошкодження або очищають стінки колони труб від цементної кірки, відкладень парафіну, солей та продуктів корозії.

Перед кожним спуском пакера перевіряють: рухливість ліхтаря та штока; цілісність елементів ущільнювачів (манжети, що мають дефекти замінюють новими); надійність кріплення різьбових з'єднань. При цьому особливу увагу привертає різьбове з'єднання головки зі штоком. Як мастило застосовують графітну УСА або замінник - суміш 80% жирового солідолу УС-2 або УС-3 з 20% графіту.

Перед кожним спуском якоря перевіряють: надійність кріплення різьбових з'єднань корпусу з голівкою та хвостовиком; герметичність ущільнень та висування плашок при надмірному внутрішньому тиску. З цією метою якір спресовують протягом 5 хв, вставляючи його у відрізок обсадної труби відповідного діаметра. Тиск опресування має бути на 25% більшим за максимальний робочий тиск для даного якоря. Витікання через різьбові з'єднання не допускаються, їх усувають. Потім якір спресовують вдруге і лише переконавшись у відсутності витоків, спускають у свердловину. При великій швидкості спуску гідравлічного якоря і малому діаметрі труб внаслідок виникнення надлишкового тиску можливе його закріплення. Щоб уникнути цього, швидкість спуску повинна бути приблизно 3 м/с для 89-мм труб і 4 м/с для 102-мм труб. Пакер слід піднімати на поверхню через 1-2 години після того, як буде знято тиск на вибої. Якір від зв'язку з колоною звільняють створення тиску в затрубному просторі.

Після підйому цих пристроїв їх ретельно промивають та очищають від бруду, піску та парафіну. Особливо ретельно очищають гумові манжети від нафти. Потім пакер і якір розбирають для огляду або заміни деталей, що вийшли з ладу; змащують тертьові поверхні та різьблення.

В даний час широке застосування отримали пакери НПФ «Пакер», що розробляються - пакери типу ПРО-ЯМО