Посадка пакера про ямо 122
Добавил пользователь Владимир З. Обновлено: 19.09.2024
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 ПНГСсостоит 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 – 1предназначен 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 – 500предназначен 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.
Заколонный гидравлический пакер типа ПДМ для ступенчатого и манжетного цементирования скважин:1 — переводник верхний; 2 — втулка защитная; 3 — корпус патрубка; 4 — седло верхнее; 5 — втулка верхняя; 6 — отверстие циркуляционное; 7 — винт срезной; 8 — втулка нижняя (верхняя); 9 — седло нижнее; 10 — кольцо упорное; 11 — канал корпуса впускной; 12 — канал осевой; 13 — уплотнитель рукавный; 14 — патрубок уплотнителя; 15 — переводник нижний; 16 — пробка запорная; 17 — пробка падающая; 18 — пробка продавочная.
Перед спуском пакера определяют количество срезных винтов для настройки давления, при котором будет происходить распакеровка пакера. Далее устанавливают заданное количество срезных винтов (от 1 до 8 шт.) Пакер спускается в скважину на колонне НКТ на заданную глубину. Далее спускается глухая пробка или сбрасывается шар в посадочное устройство. Во внутренней полости НКТ создается избыточное давление, которое соответственно передается на гидрокамеру пакера. В пакере ПДМ, при срезании винтов на поршне гидрокамеры, происходит распирание корпуса, при котором выдвигаются и упираются плашки якоря в эксп/кол одновременно с этим происходит уплотнение манжет пакера. В пакере ПДМУ, при подаче давления в гидрокамеру, срезаются нижние срезные винты, что приводит к срабатыванию плашек якоря, до полного сцепления с эксп/колонной. После этого при дальнейшем увеличении давления в гидрокамере происходит уже срезание верхних срезных винтов и начинается уплотнение манжет пакера. Преимущество ПДМУ перед ПДМ, 2ПД-ЯГ, ПДШ-ЯГ заключается в том, что момент срезания верхних винтов регулируется (количеством установленных винтов), и манжеты начинают уплотняться только после жесткой фиксации плашек на эксп/кол, что предотвращает повреждение манжет при проскальзывании пакера. Также это дает возможность посадки одновременно до 3 гидравлических пакеров полностью соблюдая при этом технологию посадки гидравлических пакеров (имеется ввиду, возможность осуществления промежуточных разгрузок колонны НКТ, при посадке каждого пакера, и соответственно осуществления необходимых пригрузов каждого из пакеров). Кроме этого пакер ПДМУ в отличии от пакеров типа ПДЯГ, ПДШ-ЯГ, ПДМ, обладая рядом конструктивных особенностей, позволяет производить работы по установке пакера как отдельно, так и в составе двухпакерной компоновки для селективной изоляции в подвешенном состоянии (т.е. автономно без пригруза сверху).
Герметичное разобщение пространства эксплуатационной или промежуточной обсадной колонны обеспечивается подбором диаметра пакера в соответствии с внутренним диаметром труб, создающим оптимальный зазор между пакером и стенкой колонны труб
Якори
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-1предназначены 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-1состоит 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.
Оборудование фонтанных скважин. Типовые схемы по ГОСТу 13846, в т.ч. для скважин, оборудованных скважинными управляемыми устройствами. Запорная, регулирующая арматура, трубная головка, лубрикатор. Конструкция. Эксплуатация.
Оборудование фонтанной скважины обычно состоит из арматуры устья и колонны НКТ. Колонна НКТ в некоторых случаях оснащается приемной воронкой, иногда клапанами-отсекателями или седлами для установки вставных клапанов-отсекателей. Иногда в скважине устанавливают пакер.
Несмотря на относительную простоту оборудования скважин для фонтанной добычи нефти и газа, оно выполняет очень ответственные функции и должно быть особенно надежно, так как аварии с оборудованием при фонтанировании могут привести к выбросам и пожарам. Кроме того, оно часто весьма металлоемко (масса арматуры устья скважины составляет от 0,6 до 4,0 т), что при значительном числе фонтанирующих скважин ведет к большому расходу металла. Поэтому при конструировании арматуры необходимо стремиться не только к увеличению ее надежности, но и к сокращению металлоемкости.
Допускается завышение сжимающей нагрузки дополнительно к рекомендуемой, представленной в таблице 2, с учётом потери веса труб на трение о стенки обсадной колонны.
Для перевода пакера в транспортное положение давление в подпакерном пространстве снимают. После этого колонну труб медленно приподнимают до полного снятия сжимающей нагрузки на пакер и распакеровки скважины. При этом штоки пакера перемещаются вверх относительно якорных устройств, уплотнительные элементы возвращаются в транспортное положение. Пакер принимает исходное положение.
При повторной установке пакера в скважине необходимо приподнять трубы, затем опустить их до планируемого интервала и снова провести пакеровку в вышеописанной последовательности.
При спуске, посадке и подъёме пакера подъёмное сооружение скважины должно быть оборудовано исправным индикатором веса. ЗАПРЕЩАЕТСЯ проталкивать пакер при спуске путём нагружения весом колонны труб, а также разружать вес колонны труб через пакер на забой.
При перерывах в спуско-подъёмных операциях затрубное пространство и внутренняя полость колонны НКТ должны быть закрыты с целью исключения попадания посторонних предметов.
Скорость при спуске и подъеме пакера в скважине не более 0,25 м/с, а при прохождении пакера или другого оборудования установленного ниже пакера через интервалы изменения внутренних диаметров эксплуатационной колонны скорость спуска и подъема пакера в скважине не более 0,1 м/с.
В случае опрессовки колонны НКТ на внутреннее давление, превышающее 10 МПа (100 кгс/см 2 ), установка клапанного устройства (седла) допускается только выше пакера.
ЗАПРЕЩАЕТСЯ устанавливать пакер в месте стыковки двух обсадных труб, а также в интервалах перфорации и нарушения целостности обсадных колонн.
Во избежание обрыва труб, при снятии пакера с места установки, давления в трубах НКТ и межтрубном пространстве должны быть выровнены, сила натяжения колонны НКТ должна повышаться плавно, без рывков. Подъём пакера начинать после возврата уплотнительных элементов в состояние, не мешающее подъему пакера.
Пакер с нижним механическим и верхним гидравлическим якорем механической (осевой или поворотной) установки про-ямо2-яг1(м)-122
- пакер механический, осевой установки, совмещенный с гидравлическим якорем.
Пакер обеспечивает герметизацию эксплуатационной колонны при перепаде давления на него до 100 МПа и применяется в скважинах с максимальной температурой рабочей среды до плюс 100 °С.
По отдельному заказу пакер изготовляется в термостойком исполнении (температура рабочей среды до плюс 150 ˚С).
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.
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.
ООО ПКФ "СнабЭнергоРесурс" имеет собственную производственную базу, что позволяет оперативно выполнять срочные заказы на поставку запасных частей. А также ООО ПКФ "СнабЭнергоРесурс" осуществляет внедрение и комплексное обслуживание систем автоматизированного контроля и управления на предприятиях нефтегазодобывающей отрасли, энергетической промышленности, смежных организаций, подрядчиков и субподрядчиков.
Информация на сайте не является публичной офертой и носит ознакомительный характер. Все цены уточняются по заявке.
Доставка
Оплата
Контакты СнабЭнергоРесурс:
Наши преимущества
которая позволяет оперативно выполнять
срочные заказы на поставку запасных частей
Читайте также: