Пакер, особенности конструкции, основные преимущества и недостатки

Размещено на http://allbest.ru

Тюменский индустриальный университет

Филиал в городе Нижневартовске

(Tyumen Industrial University Branch in the city of Nizhnevartovsk)

Пакер, особенности конструкции, основные преимущества и недостатки

(Packer, design features, main advantages and drawbacks)

Макаров Александр Дмитриевич

(Makarov Alexander)

Нижневартовск (Nizhnevartovsk)

Введение

Пакер (англ. packer -уплотнитель) - уплотняющее приспособление в буровой скважине, предназначенное для разобщения друг от друга различных частей кольцевого пространства ствола скважины. Пакер позволяет проводить раздельное испытание различных горизонтов на притоки нефти, газа или воды как в обсаженных, так и в необсаженых скважинах. Пакер применяется также и при раздельной эксплуатации двух горизонтов.

Пакер представляет собой резиновый армированный брезентом манжет, расширяющийся в скважине при нажиме колонной вышерасположенных труб. Есть огромное количество различных паркеров, но суть работы у всех одна, некоторые более устойчивы к перепадам температур, другие более устойчивы к химическим составляющим.

Пакер работает следующим образом. Пакер спускается в обсаженную скважину на колонне бурильных труб. При этом обратный клапан втулки не препятствует заполнению спускаемого инструмента промывочной жидкостью, находящейся в скважине. После достижения необходимой глубины насосным агрегатом в трубном канале создается избыточное давление для деформации набора уплотнительных элементов и разобщения зон затрубного пространства, расположенных выше и ниже пакера, промывочная жидкость при этом поступает в поршневую полость пакера по перепускным каналам втулки.

По достижении определенного давления, которое превышает давление срабатывания пакера, происходит разрушение срезных элементов сухарей и перемещение втулки до посадки опорных сухарей на нижний кольцевой выступ. Поршневая полость с этого момента отсекается от трубного канала и уплотнительные элементы пакера фиксируются в распакерованном состоянии. После этого противовыбросовое оборудование закрывается, в межтрубном пространстве выше пакера создается требуемое давление. Контроль процесса опрессовки осуществляется по манометру, а контроль герметичности пакера -- по поступлению или не поступлению жидкости по трубному каналу на устье скважины.

После окончания опрессовки давление в межтрубном пространстве сбрасывается, а в трубном канале создается давление разрушения срезных элементов сухарей 20. Втулка, освободившись от удерживаемых ее сухарей, перемещается по центральному каналу и попадает в ловильную корзину. Туда же падают опорные сухари.

Радиальные каналы опять сообщаются с полостью центрального осевого канала. Толкатель и кольцевой поршень под действием пружины занимают исходное положение. Под действием внутренних сил уплотнительные резиновые элементы также примут исходную форму, освобождая пакер для перемещения в скважине.

Для повторного применения пакера в трубный канал бурильных труб сбрасывается новая кольцевая втулка, оснащенная шаром и опорными сухарями. По достижении ею своего исходного положения в пакере описанный процесс опрессовки повторяется.

колонна скважина пакер герметизация

Область применения

• Рекомендуем для длительной автономной (без связи с НКТ ) изоляции требуемого к разобщению участка эксплуатационной колонны;

• Для установки в нагнетательных скважинах и других технологических операций на длительный срок, при которых происходит циклический перепад давления на пакер;

Рис.1. Схема цементирования с одной пробкой

а - закачка цементного раствора, б - продавливание цементного раствора, в - посадка пробки на стоп кольцо

• Для многократно повторяющихся технологических операций за одну установку пакера, связанных с созданием давления и прокачки жидкости со знакопеременным перепадом давления;

• Для эксплуатации, проведения РИР, установки многопакерных компоновок и других технологических операций при КРС.

Основные достоинства пакеров

• Пакеры содержат раздвижные опоры, препятствующие выдавливанию резиновых уплотнительных элементов в межтрубный зазор, что повышает надежность герметизации и облегчает срыв пакеров;

• Применение пакера с клапаном-отсекателем исключает операции глушения продуктивного пласта, соответственно, устраняет негативные факторы, связанные с контактом жидкости глушения с продуктивным пластом, и снижает прямые затраты на ремонт скважин;

• Надежная герметизация эксплуатационной колонны на длительный срок, в том числе и при циклической подаче нагнетательной жидкости, достигается благодаря наличию в конструкции пакера верхнего механического якоря, в отличие от пакеров аналогичного назначения, содержащих верхний гидравлический якорь;

• Создание регулируемых депрессий с использованием возможностей клапана-отсекателя ИРТ 500.102;

• Отсутствие прямого контакта пластового флюида с уплотнительными поверхностями на клапане-отсекателе ИРТ 500.102 обеспечивает его длительное и многоразовое применение;

• Возможность в определенных условиях не привлекать бригады КРС и производить очистку ПЗП с помощью клапана-отсекателя и компрессора.

Особенности конструкции паркера ПРО-ЯТ-О-ИПГ

• Пакер ПРО-ЯТ-О-ИПГ устанавливается в скважине механически, путем осевого перемещения колонны труб (не требует вращения НКТ), приводится в транспортное положение натяжением колонны труб;

• Пакер содержит встроенный гидравлический посадочный инструмент для установки и последующего отсоединения от колонны НКТ при автономном использовании пакера.

В комплект принадлежностей входит ловильный инструмент для герметичного соединения с пакером, срыва и последующего подъема;

• Разъединение пакера от колонны НКТ осуществляется гидравлически после сброса шара, а соединение ловильного инструмента ИЛ с пакером осуществляется механической разгрузкой веса НКТ не менее 5 кН;

• Пакер многократного действия за одну СПО;

• Высокая ремонтопригодность.

Основные недостатки пакеров

• Резиновые уплотнительные элементы пакера под воздействием значительных ( от 10 до 25 тс) и продолжительных сжимающих нагрузок затекают в кольцевой зазор между корпусом и обсадной колонной, приобретают большую остаточную деформацию и твердеют, вызывая залипание пакера в колонне;

• Дюралюминиевые кольца пакеров при их извлечении часто разрушаются, что приводит к заклиниванию пакера в обсадной колонне;

• Конструкция пакеров не позволяет осуществлять принудительную промывку под-пакерной и надпакерной зон скважины; промывка этих зон возможна лишь самоизливом;

• Частые поломки шлипсов и пружин;

• Возможна самопроизвольная распакеровка шлипсовых пакеров.

Вывод:

Тем самым мы можем утверждать, что паркер выполняет одну из самых важных ролей в добыче нефти, поскольку разделение породы является первостепенным в добыче.

Без паркера механизмы ломались бы в десятки раз быстрее, и добыча становилась бы в разы дороже нынешней стоимости. Из-за возможности быстро подлатать этот механизм мы можем утверждать, что простой на ремонте занимает очень мизерное время.

Список используемой литературы

1. http://www.ngpedia.ru/id104203p4.html http://npf-paker.ru/m/katalog/169/8279/

2. http://rosprombur.ru/paker-dlya-skvazhiny-primenenie-i-vidy.html http://npf-paker.ru/katalog/169/2442/ http://neft.academic.ru/287/

Размещено на Allbest.ru