Виды пакеров для скважин капитального ремонта

Обновлено: 07.07.2024

Услуги НПФ "Пакер" - Оборудование для скважин

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 необходимость поддержания 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.

Пакер для скважин: что это такое, разновидности изделий и варианты их применения

Пакер для скважин: что это такое, разновидности изделий и варианты их применения

Пакер для скважин имеет вид манжеты, армированной брезентом. После помещения в ствол он может расширяться. Это происходит, когда колонна расположенных выше труб совершает на него нажим.

Пакер для скважин

Для скважины пакер.

Механические пакеры для скважин

Пакер нужен в сфере нефте- и газодобычи, а также при организации водоснабжения. Их используют для того, чтобы разделить в стволе разные части кольцевого пространства. Устройства дают возможность проводить испытания в скважинах как обсаженных, так и не обсаженных.

Механические модели используют в скважинах следующих типов:

  • горизонтальных;
  • искривленных;
  • глубинных;
  • наклонных.

Уплотняющие приспособления отличаются безопасностью, их широко применяют при технологических работах. Если обсадная колонна имеет нестандартный размер либо планируется, что устройство будет работать при температуре, выходящей за общепринятые нормы, можно заказать изделие по индивидуальным габаритам. Под заказ заводы выпускают уплотняющие приспособления, функциональные возможности которых расширены.

Механические пакеры для скважин

Для скважин механические пакеры.

Механические модели подходят для многоразового использования, они отличаются надежностью. Их конструкция простая, поэтому нет узлов, которые могли бы выйти из строя под действием нагрузки.

Среди недостатков, которые присущи уплотняющему приспособлению, можно отметить необходимость нагрузки. Ее обеспечивает вес труб, воздействующих на конструкцию. Но при работе на небольших глубинах обеспечить нагрузку редко бывает возможно.

Перед тем как приобрести механическую модель, нужно определить, где она будет использоваться.

Для этого изучают описание изделия, вся информация содержится в инструкции. Чаще всего потребность в устройствах возникает на нефтяных скважинах действующего типа. Если есть необходимость, пакеры применяют в изолированной зоне. С их помощью нагнетают избыточное давление.

Гидравлические пакеры для скважин

Уплотняющие приспособления этого типа работают даже при больших перепадах давления. В процессе установки приспособление прижимается к обсадной колонне. Чем давление больше, тем сильнее будет нажим.

Разбуриваемые пакеры для скважин

Разбуриваемая модель состоит из следующих частей:

  1. Корпус.
  2. Якорный узел. Он сделан в виде клиньев, на которых имеются зубья.
  3. Толкатель. Он охватывает клин, опирающийся на уплотнительный элемент.
  4. Двусторонние клиновые плашки.
  5. Уплотнительные элементы.

Пакер можно использовать в случаях, когда требуется законсервировать колонну. Его устанавливают, когда нужно выполнить работы по изоляции. Для посадки спускаемых в обсадные колонны уплотняющих приспособлений требуется специальный инструмент.

Пакер 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.

Пакер для инъекций

Пакер для инъекций – необходимая деталь для проведения работ по гидроизоляции. К выбору данного устройства необходимо подходить со всей ответственностью, ведь использование пакера в неподходящих для него условиях может привести к повреждению всего оборудования и перерасходу материалов и даже к травмоопасным ситуациям.

Пакеры для инъекций

Главным образом, пакеры для инъекций разделяются на три основных вида:

  • 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 первого вида произволятся из стали, обязательно должен быть резиновый уплотнитель и усиленный наконечник. Применяются для инъектирования составов в конструкции из материалов повышенной прочности: кирпич, бетон, камень. Важно отметить, что у таких устройств может быть 2 типа головок: надвижные (которые также называют плоскими) или кегельные (цанговые).

Пакеры второго типа изготавливают из алюминия или пластика высокого качества, они имеют укороченный наконечник. С их помощью возможно проводить инъектирование бетона и минеральных материалов в кирпичные и каменные конструкции.

Последний тип паркера для инъекций обычно создается из дешевых видов пластика и не предназначен для серьезных нагрузок.

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.
  • 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.

3-пакерные компоновки. Оренбургнефть повысила скорость капитального ремонта скважин

Технология позволяет сократить среднюю продолжительность ремонта 1-й скважины на 32 час.

  • это увеличивает выработку бригад КРС на 6,9%,
  • снижает стоимость 1 го КРС на 301 тыс. рублей.
  • возможность изолировать негерметичность эксплуатационной колонны,
  • возможность обеспечить отвод скопившегося газа из подпакерной зоны,
  • возможность обеспечить стабильную работу ЭЦН.
  • Разбуриваемый;
  • Гидравлический;
  • Механический.
  • герметичность компоновки подтверждается опрессовкой пакеров давлением или созданием депрессии снижением статического уровня жидкости в скважине, а геофизические исследования - не требуется;
  • возможность изоляции протяженных участков колонны;
  • возможность ликвидации негерметичности эксплуатационой колонны (ЛНЭК) в скважинах с высокой кривизной;
  • проходной канал увеличен;

Оренбургнефть, дочка Роснефти, ведет нефтедобычу на территории 3 х областей - Оренбургской, Самарской, Саратовской.
На балансе находятся 180 лицензионных участка недр, в разработке 173 месторождения.
Более 50% всех запасов сосредоточено на 10 крупнейших месторождениях, среди них Сорочинско-Никольское, Покровское, Гаршинское, Росташинское, Бобровское, а также месторождения Волостновско-Землянского кластера.
Накопленная добыча Оренбургнефти - более 630 млн. т нефти.

Пакеры механические, осевого действия 2ПОМ, 4ПОМ

Пакерно-якорное оборудование для эксплуатации и капитального ремонта скважин Пакеры типа 2ПОМ, 4ПОМ (осевые). Рабочее давление 70 МПа. Представляют собой механические, извлекаемые, безопорные пакеры осевого действия.

Пакеры механические, осевого действия 2ПОМ, 4ПОМ

Пакерно-якорное оборудование для эксплуатации и капитального ремонта скважин Пакеры типа 2ПОМ, 4ПОМ (осевые).

Рабочее давление 70 МПа.

Представляют собой механические, извлекаемые, безопорные пакеры осевого действия. Посадка производится путём простейших осевых манипуляций инструмента, без вращения и подачи давления. Механизм переключения основан на конструкции фигурного паза, выполненного на стволе.

Обеспечивают многократную пакеровку, лёгкую и безотказную в глубоких, наклонных скважинах и в скважинах с большой кривизной.

• освоение и эксплуатация нефтяных, газовых и газоконденсатных скважин;

• кислотная обработка; • испытание пластов; • тампонажные работы; • поиск негерметичности обсадной колонны; • работа со струйными насосами;

• проведение других ремонтно-профилактических работ и технологическихопераций.

Пакеры типа 2ПОМ-ЯГ, 4ПОМ-ЯГ (осевые, со встроенным гидроякорем).

Рабочее давление 100 МПа

Представляют собой модификации пакеров типа 2ПОМ и 4ПОМ, отличающиеся тем, что дополнительно оснащены встроенным гидроякорем, изолированным от потока перекачиваемой среды, а также имеют пакерующее устройство повышенной надёжности.

Посадка производится путём простейших осевых манипуляций инструмента, без вращения и подачи давления. Механизм переключения основан на конструкции фигурного паза, выполненного на стволе. Обеспечивают многократную пакеровку, лёгкую и безотказную в глубоких, наклонных и искривлённых скважинах и позволяют безотказно проводить по несколько операций ГРП за одну СПО.

• проведение операций по гидроразрыву пласта;

• могут применяться при эксплуатации и капитальном ремонте скважин взамен пакеров типа 2ПОМ и 4ПОМ.

Пакеры типа 2ПОМ-ЯГК, 4ПОМ-ЯГК (осевые, со встроенным гидроякорем перепускным клапаном)

Рабочее давление 100 МПа

Обеспечивают многократную пакеровку, лёгкую и безотказную в глубоких, наклонных скважинах и в скважинах с большой кривизной и позволяют безотказно проводить по несколько операций ГРП за одну СПО.

• проведение операций по гидроразрыву пласта;

• могут применяться при эксплуатации и капитальном ремонте скважин взамен пакеров типа 2ПОМ и 4ПОМ.

Пакеры успешно эксплуатируются в двухпакерных компоновках для проведения различных технологических операций и эксплуатации скважин.

Вопрос 2. Назначение, устройство и применение пакеров и якорей

Пакеры — специальные устройства, предназначенные для разобщения отдельных участков ствола скважины, разобщения пластов и изоляции подъемной колонны труб от воздействия среды в процессе эксплуатации скважин и при ремонтно-изоляционных работах в них. Их широко применяют при проведении многих технологических операций: гидроразрыве, кислотных и термических обработках пласта, изоляционных работах и т. д. Для раздельной эксплуатации двух пластов одной скважиной по параллельным рядам подъемных труб используют двухпроходные пакеры.

В зависимости от направления действующих усилий различают пакеры следующих типов.

ПВ — перепад давлений направлен вверх;

ПН — перепад давлений направлен вниз;

Якоря — устройства, предназначенные для закрепления колонны подъемных труб за стенку эксплуатационной колонны с целью предотвращения перемещения скважинного оборудования под воздействием нагрузки.

Якоря применяют преимущественно с пакерами типа ПВ и ПН.

Посадка пакера проводится путем приподъема труб на расстояние, необходимое для создания на него расчетной осевой нагрузки, поворота на 1,5—2 оборота вправо и затем спуска труб вниз. в исходное положение. При подъеме труб и повороте их влево на 1,5—2 оборота

Якорь ЯГ. На стволе его установлен конус, имеющий направляющие для плашек, вставленных в Т-образные пазы плашкодержателя. Якорь, спускаемый в скважину на колонне подъемных труб, закрепляется при подаче жидкости в трубы под давлением. Жидкость, попадая под поршень, срезает винты, перемещает плашкодержатель и плашки вверх, которые, натягиваясь на конус, расходятся в радиальном направлении и заякориваются на внутренней стенке эксплуатационной колонны труб.

Якорь освобождается при подъеме колонны труб. При этом ствол движется вверх совместно с конусом, конус вытягивается из-под плашек, освобождая их.

Якорь ЯГ1 состоит из корпуса, в окна которого вставлены плашки, удерживаемые пружиной в утопленном положении. Планки, ограничивающие ход плашек в радиальном направлении, крепятся на корпусе при помощи винтов. Закрепление якоря в колонне происходит при выдвижении плашек наружу в радиальном направлении и внедрении в стенку эксплуатационной колонны. После прекращения нагнетания жидкости плашки под действием пружин возвращаются в исходное положение, в результате чего освобождается якорь.

Эксплуатация пакеров и якорей.

Прежде чем спустить в скважину пакер, необходимо обследовать колонну конусной печатью и установить проходимость шаблоном с устья до верхних отверстий фильтра. Длина и диаметр шаблона должны быть несколько больше соответствующих размеров пакера и якоря. При этом шаблон должен свободно проходить до необходимой глубины. В противном случае устраняют повреждении или очищают стенки колонны труб от цементной корки, отложений парафина, солей и продуктов коррозии.

Перед каждым спуском пакера проверяют: подвижность фонаря и штока; целостность уплотнительных элементов (манжеты, имеющие дефекты заменяют новыми); надежность крепления резьбовых соединений. При этом особое внимание обращает на резьбовое соединение головки со штоком. В качестве смазки применяют графитную УСА или заменитель — смесь 80% жирового солидола УС-2 или УС-3 с 20% графита.

Перед каждым спуском якоря проверяют: надежность крепления резьбовых соединений корпуса с головкой и хвостовиком; герметичность уплотнений и выдвижение плашек при избыточном внутреннем давлении. С этой целью якорь спрессовывают в течение 5 мин, вставляя его в отрезок обсадной трубы соответствующего диаметра. Давление опрессовки должно быть на 25% больше максимального рабочего давления для данного якоря. Утечки через резьбовые соединения не допускаются, их устраняют. Затем якорь спрессовывают вторично и, лишь убедившись в отсутствии утечек, спускают в скважину. При большой скорости спуска гидравлического якоря и малом диаметре труб вследствие возникновения избыточного давления возможно произвольное его закрепление. Во избежание этого скорость спуска должна быть примерно 3 м/с для 89-мм труб и 4 м/с для 102-мм труб. Пакер следует поднимать на поверхность через 1—2 ч после того, как будет снято давление на забое. Якорь от связи с колонной освобождают созданием давления в затрубном пространстве.




После подъема этих устройств их тщательно промывают и очищают от грязи, песка и парафина. Особенно тщательно очищают от нефти резиновые манжеты. Затем пакер и якорь разбирают для осмотра или замены вышедших из строя деталей; смазывают трущиеся поверхности и резьбу.

В настоящее время широкое применение получили пакера разрабатываемые НПФ «Пакер» - пакера типа ПРО-ЯМО

Вопрос 3. Назначение и основные разновидности паке­ров

Пакерпредназначен для разобщения отдель­ных участков ствола скважины с целью:

- Подачи изоляционного реагента, кислоты в заранее выбранный интервал

- Проведение 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.

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.

В зависимости от направления действую­щих усилий различают пакеры следующих типов:

- ПВ – перепад давлений направлен вверх

- ПН – перепад давлений направлен вниз

- ПД – перепад давлений направлен как вниз, так и вверх.

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.

Шифр пакеров означает: буквенная часть – тип пакера (ПВ, ПН, ПД), способ посадки и освобождения (Г – гидравлический, М – меха­нический, ГМ – гидромеханический) и наличие якорного устройства (буква – Я); цифра перед буквами – номер модели; первое число после букв – наружный диаметр, мм; второе число – максимальное рабочее давление; последняя буква и цифра – сероводородостойкое испол­нение (К2).

Пакер ПВ-М (уплотнительные элементы рези­новые) применяют при проведении ре­монтных работ и при обработках призабойной зоны пла­ста. При спуске пакера в скважину шлипсы фиксируются в нижнем положении, для их освобождения необходимо вращение подвески НКТ по часовой стрелке на ¼ обо­рота. При дальнейшем спуске труб шлипсы упираются в экс.колонну, и происходит уплот­нение резино­вого элемента пакера. Для осво­бождения па­кера создают растягивающую на­грузку.

Шлипсовый пакер ПНМШ состоит из го­ловки, штока, фонаря, двух резиновых манжет, огра­ничителя и опорного кольца. Уплотнение ман­жет осуществляется под действием веса НКТ при опоре конуса на шлипсы пакера. Для уста­новки пакера его приподнимают на 0,3 -0,5 м с последующим поворотом труб вправо на 1 – 1,5 оборота. Пакер поднимают на поверх­ность через 2 часа после снижения давления под ним.

Пакер гидравлический самоуплотняющийся ПНГС состоит головки, штока, фонаря, двух резиновых манжет, ограничителя и опорного кольца. Уплотнение резиновых манжет осуще­ствляется за счет давления жидкости.

Пакер гидравлический ПНГК состоит из го­ловки, опорного кольца, ограничителя, верх­ней ограничительной манжеты, гидравличе­ской манжеты, фонаря и клапана. Уплотнение гид­равлической манжеты осуществляется за счет давления жидкости при ГРП.

Промежуточный гидромеханический пакер ППГМ – 1 предназначен для разобщения двух участков экс.колонну при обычной или раз­дельной эксплуатации скважин. Он состоит из уплотнительного, заякоривающего, клапанного устройств и гидропривода. После спуска па­кера в скважину для сжатия уплотнительных манжет, проходное отверстие пакера перекры­вается сбрасываемым шариком. В колонне НКТ создается давление, винты (пины) среза­ются, поршень передвигает плашки по конусу и пакер с помощью якоря укрепляется в экс.колонне. Отсутствие необходимости вра­щения колонны НКТ позволяет применять этот пакер в глубоких и наклонных скважинах.

Пакер КПИ 5 – 500 предназначен для мно­го­кратных операций по обработке ПЗП без подъ­ема оборудования, а так же для одновре­менно-раздельного закачивания воды в пласт. После спуска пакера в скважину на НКТ в них созда­ются избыточное давление и шлипсы якоря входят в зацепление со стенками экс.колонны. Под действием веса колонны НКТ уплотни­тельные манжеты герметизируют интервал обработки, удерживаясь фиксатором в рабочем положении.




Прежде чем спустить пакер в скважину, необ­ходимо обследовать колонну конусной печа­тью и установить проходимость шаблоном с устья до верхних отверстий фильтра. Длина размер шаблона должна быть несколько больше существующего размера пакера.

Капитальный ремонт скважин

Пакер предназначен для разобщения отдельных участков ствола скважины с целью:

-Подачи изоляционного реагента, кислоты в заранее выбранный интервал

-Проведение 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.

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.

В зависимости от направления действующих усилий различают пакеры следующих типов:

ПВ – перепад давлений направлен вверх

ПН – перепад давлений направлен вниз

ПД – перепад давлений направлен как вниз, так и вверх.

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.

Шифр пакеров означает: буквенная часть – тип пакера (ПВ, ПН, ПД), способ посадки и освобождения (Г – гидравлический, М – механический, ГМ – гидромеханический) и наличие якорного устройства (буква – Я); цифра перед буквами – номер модели; первое число после букв – наружный диаметр, мм; второе число – максимальное рабочее давление; последняя буква и цифра – сероводородостойкое исполнение (К2).

Пакер ПВ-М (уплотнительные элементы резиновые) применяют при проведении ремонтных работ и при обработках призабойной зоны пласта. При спуске пакера в скважину шлипсы фиксируются в нижнем положении, для их освобождения необходимо вращение подвески НКТ по часовой стрелке на ј оборота. При дальнейшем спуске труб шлипсы упираются в экс.колонну, и происходит уплотнение резинового элемента пакера. Для освобождения пакера создают растягивающую нагрузку.

Шлипсовый пакер ПНМШ состоит из головки, штока, фонаря, двух резиновых манжет, ограничителя и опорного кольца. Уплотнение манжет осуществляется под действием веса НКТ при опоре конуса на шлипсы пакера. Для установки пакера его приподнимают на 0,3 -0,5 м с последующим поворотом труб вправо на 1 – 1,5 оборота. Пакер поднимают на поверхность через 2 часа после снижения давления под ним.

Пакер гидравлический самоуплотняющийся ПНГС состоит головки, штока, фонаря, двух резиновых манжет, ограничителя и опорного кольца. Уплотнение резиновых манжет осуществляется за счет давления жидкости.

Пакер гидравлический ПНГК состоит из головки, опорного кольца, ограничителя, верхней ограничительной манжеты, гидравлической манжеты, фонаря и клапана. Уплотнение гидравлической манжеты осуществляется за счет давления жидкости при ГРП.

Промежуточный гидромеханический пакер ППГМ – 1 предназначен для разобщения двух участков экс.колонну при обычной или раздельной эксплуатации скважин. Он состоит из уплотнительного, заякоривающего, клапанного устройств и гидропривода. После спуска пакера в скважину для сжатия уплотнительных манжет, проходное отверстие пакера перекрывается сбрасываемым шариком. В колонне НКТ создается давление, винты (пины) срезаются, поршень передвигает плашки по конусу и пакер с помощью якоря укрепляется в экс.колонне. Отсутствие необходимости вращения колонны НКТ позволяет применять этот пакер в глубоких и наклонных скважинах.

Пакер КПИ 5 – 500 предназначен для многократных операций по обработке ПЗП без подъема оборудования, а так же для одновременно-раздельного закачивания воды в пласт. После спуска пакера в скважину на НКТ в них создаются избыточное давление и шлипсы якоря входят в зацепление со стенками экс.колонны. Под действием веса колонны НКТ уплотнительные манжеты герметизируют интервал обработки, удерживаясь фиксатором в рабочем положении.




Прежде чем спустить пакер в скважину, необходимо обследовать колонну конусной печатью и установить проходимость шаблоном с устья до верхних отверстий фильтра. Длина размер шаблона должна быть несколько больше существующего размера пакера.

Якори – устройства, предназначенные для закрепления колонны подъемных труб за стенку эксплуатационной колонны с целью предотвращения перемещения скважинного оборудования под воздействием нагрузки. Якори применяют преимущественно с пакерами типа ПВ и ПН. Перед каждым спуском якоря проверяют надежность крепления резьбовых соединений корпуса с головкой и хвостовиком; герметичность уплотнения и выдвижение плашек при избыточном внутреннем давлении. После подъема этих устройств их тщательно промывают и очищают от грязи, песка и парафина, тщательно очищают от нефти резиновые манжеты. Якори ЯГ и ЯГ-1 предназначены для предотвращения скольжения скважинного оборудования внутри эксплуатационной колонны.

Якорь ЯГ. На стволе его установлен конус, имеющий направляющие для плашек, вставленные в Т-образные пазы плашкодержателя. Якорь, спускаемый в скважину на колонне НКТ, закрепляется при помощи жидкости под давлением. Жидкость, попадая под поршень, срезает винты, перемещает плашкодержатель и плашки вверх, которые расходятся в радиальном направлении и заякориваются на внутренней стенке экс.колонны. якорь освобождается при подъеме колонны труб.

Якорь ЯГ-1 состоит из корпуса, в окна которого вставлены плашки, удерживаемые пружиной в утопленном состоянии. Планки крепятся на корпусе при помощи винтов. Закрепление якоря в колонне происходит при выдвижении плашек наружу в радиальном направлении и внедрении в стенку колонны. После прекращения нагнетания жидкости в скважину плашки, под действием пружин, возвращаются в исходное положение, в результате чего освобождается якорь.

Капитальный ремонт скважин – комплекс работ, связанный с восстановлением работоспособности эксплутационных колонн, цементного кольца, призабойной зоны пласта, ликвидация аварий, спуск и подъем оборудования для раздельной эксплуатации и закачки.

В зависимости от объема работ, их характера и степени сложности капитальные ремонты подразделяются на две категории сложности:

-Ремонты при глубине скважины до 1500 метров;

-Ремонты в скважинах свыше 1500 метров.

Ко второй категории также относят независимо от глубины скважины, все виды наиболее сложных и трудоемких работ, связанных с ликвидацией аварий и осложнений, исправлением смятий или заменой участков поврежденных обсадных колонн, проведением гидроразрыва пласта; работы в скважинах с сильными нефтегазопрявлениями; ремонты в наклонно-направленных скважинах; все виды ремонтно-изоляционных работ; все необходимые технологические неоднократные цементные заливки.

Читайте также: