Пакер для нефтяных скважин. Что такое пакеры для скважин и какими они бывают. Капитальный и текущий ремонт нефтяных 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 необходимостьподдержания 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.

В нефтедобывающей отрасли промышленности при бурении скважин и их эксплуатации по технологическим причинам часто бывает необходимо разделить скважину на изолированные друг от друга части. Делают это при помощи специальных устройств, которые называются пакеры - www.sibneftemash.ru .

Пакеры для скважин нефтедобытчики стали применять практически с самого начала развития этого дела, постоянно улучшая их конструкции и приспосабливая пакеры для выполнения все более сложных задач. Наиболее применяемы сегодня три разновидности конструкций пакеров для скважин, отличающиеся способом деформации их уплотнительного элемента – механические пакеры, гидравлические и разбуриваемые.

Механические пакеры для скважин

Такие пакеры просты, надежны и безопасны, применять их можно не только в строго вертикальных, но и в наклонных, а также искривленных скважинах.

Гидравлические пакеры для скважин

Герметизация частей скважины пакерами этого вида осуществляется за счет деформации и прижатия их резинового уплотнительного элемента к стенам ствола скважины давлением рабочей жидкости, которая нагнетается с поверхности.

Существуют пакеры для скважин, в которых изолирующий резиновый элемент деформируется и от воздействия на него давления подаваемой с поверхности жидкости, и от массы колонны бурильных труб. Такие пакеры называются гидравлико-механическими.

Гидравлико-механическими являются и пакеры для скважин, у которых упорный узел выводится в рабочее положение воздействием подаваемой сверху жидкости, а сжимается их резиновый уплотнитель воздействием массы колонны бурильных труб.

Разбуриваемые пакеры для скважин

Пакеры этого типа применяются для герметичной изоляции двух частей ствола скважины. В скважине он остается вместе с затвердевшей тампонирующей цементной смесью, извлечь его невозможно и, при необходимости, пакер приходится разбуривать вместе с цементным тампоном (отсюда и название).

Кроме того, пакеры разделяются на конструкции, сбрасываемые в скважину и опускаемые в неё при помощи труб, а также работающие с опорой на забой и без опоры, так называемые, висячие.

Специфика технологий в газо- и нефтедобывающей промышленности подразумевает бурение скважин для добычи ресурсов. В этом процессе невозможно обойтись без такого приспособления, как пакер - http://www.sibneftemash.ru/ashhabad/products/pakery/ .

Это устройство необходимо для уплотнения и перекрытия отдельных участков скважин или труб с целью их герметизации. Оно изготавливается из плотной резины и представляет собой манжет, армированный брезентом. Когда этот уплотнитель помещается в скважину, под натиском расположенных выше труб он имеет свойство расширяться.

Также пакеры применяются при проведении независимых испытаний в обсаженных или необсаженных скважинах нескольких горизонтов для выявления и анализа притока газа, воды или нефти, в случае гидравлического разрыва пласта, для перекрытия доступа вод к определенным участкам скважин и труб и так далее. Его использование подразумевает одновременную эксплуатацию двух горизонтов.

По способу деформации материала уплотнителя, а также по характеру герметизации скважины пакеры делятся на несколько видов:

Механические пакеры . Их конструкция довольно проста и надежна. Такие уплотнители можно использовать несколько раз, а по способу применения они являются универсальными. Однако, действие такого пакера обусловлено необходимостью высокой нагрузки весом труб, которую невозможно обеспечить при неглубоких горизонтах. Они применяются на эксплуатируемых нефтяных скважинах, а иногда и для создания дополнительного давления в определенных зонах. Механические пакеры можно использовать при любых наклонах скважин, а их конструкция обеспечивает безопасность проводимых работ.

Гидравлические пакеры являются специализированным оборудованием, которое обладает наилучшими характеристиками и пригодны для очень длительного периода эксплуатации. Такой пакер нужен для проведения ремонтных работ с заменой монтажного оборудования, а также при опрессовке устьевого оборудования, которая проводится на начальных этапах ремонта. Гидравлический пакер опускается глубоко под землю на колонне НКТ. Его действие обусловлено созданием внутри колонны избыточного давления, благодаря которому запускается гидрокамера и верхние плашки якоря. Плашки и манжеты плотно упираются в ствол скважины.

Разбуриваемый пакер – приспособление, которое необходимо для герметичного разделения двух стволов скважины в нефтедобывающей промышленности. Такой сальник остается в скважине, пока тампонирующая смесь не затвердеет. После этого он выбуривается с цементным мостом. Его использование значительно ускорит технологический процесс, а выполняемые работы будут более надежными и недорогими. Разбуриваемый пакер обеспечивает отсутствие загрязнения призабойной зоны обрабатываемого пласта.

Пакер механический представляет собой приспособление, предназначенное для разделения пласта месторождения и затрубного пространства, а также отделения одного нефтяного пласта от другого.

При раздельной эксплуатации скважины пакер перекрывает доступ поверхностным водам в забой при дефекте колонны или гидравлическом разрушении пласта.

Особенности пакера

Структурным подразделением ОАО «Сибнефтемаш» производятся механические пакеры в Нижневартовске разных моделей, обладающих индивидуальными особенностями. К преимуществам устройства относится возможность многократного использования, а также создание высокого давления в зоне технологических работ действующей скважины.

Благодаря простой конструкции и высокой степени надежности пакеры могут использоваться в процессе выполнения нестандартных буровых работ. Основным недостатком устройства является невозможность спуска труб на небольшую глубину без дополнительного груза.

Классификация

Механический пакер классифицируется по отличительным характеристикам, соответствующим:

способу закрепления в скважинном отверстии
изменению формы уплотнителя от перепадов давления
методам спуска в рабочую зону.

При выборе процесса установки устройства учитывается конструкция прибора, которая может быть как с опорой на забой, так и без таковой («висячий»). Устройство с опорой может опускаться в скважину только твердого забоя вместе с хвостовиком и дополнительной трубой для хвостового элемента.

Механический и гидравлический пакеры относятся к устройствам с деформацией резиновой манжеты, возникающей при давлении веса колонны или нагнетаемой жидкостью до 50 МПа.

При гидравлическом разрыве пласта уплотнение резиновой манжеты осуществляется автоматически. В процессе извлечения колонны из скважины восстановление формы и размера манжеты происходит самостоятельно.

В качестве «висячего» пакера используется устройство шлипсового типа без хвостовика. Шлипсовый пакер может устанавливаться в искривленной, горизонтальной или наклонной скважине любой глубины. Механические устройства обеспечивают безопасность при решении технологических задач в условиях неустойчивой температуры рабочей среды.

Спуск пакера без опоры на забой производится на заливочной колонне. Предотвратить выталкивание колонны из скважины и разгрузить трубы помогает гидравлический якорь, спуск которого осуществляется вместе с пакером.

Пакер - один из главных узлов комплекта испытательного оборудования. Он предназначен для герметичного перекрытия кольцевого пространства ствола скважины и изоляции испытываемого пласта от остальной части ствола скважины. От надежности пакеровки зависит успех операции в целом. Основная доля неудачных испытаний с применением испытателей пластов связана с негерметичностью пакеровки.

Основной конструктивный элемент пакера - резиновый цилиндрический уплотнитель, который после сжатия в вертикальном направлении изменяется по высоте и в то же время расширяется в диаметре настолько, что перекрывает все кольцевое пространство между колонной бурильных труб и стенками скважины или обсадной колонны, если пакер устанавливается в колонне. Применяемые при испытании пакеры отличаются друг от друга способом крепления и сжатия пакерующего элемента.

Рис. V.25. Пакеры:

а - с металлической опорой; б - с раздвижной резиновой опорой; в - секционный универсальный ПСУ; г - резино-металлического перекрытия ПРМП-1

Пакеры с металлической опорой выпускаются диаметрами 146, 95 и 65 мм и имеют шифр ПЦ-146, ПЦ-95 и ПЦ-65.

Техническая характеристика этих пакеров приведена ниже.

Тип пакера…………………………………… ПЦ-146 ПЦ-95 ПЦ-65

Наружный диаметр остова, мм…………….. 146 95 65

Диаметр сменного резинового элемента,

Мм…………………………………………… 220 145 92

Диаметр обслуживаемых скважин, мм…. 190 – 243 118 – 161 76 - 102

Нагрузка при пакеровке, кН …………… 100 – 150 60 – 80 10 - 50

Максимальный перепад давления, МПа… 35 35 35

Диаметр штока, мм………………………. 73 49 34

кН…………………………………………... 600 250 150

Максимальная температура, °С…………… 170 170 170

Длина остова, мм………………………… 2300 1525 1410

Средняя масса, кг………………………… 180 65 35

Размер концевых резьб…………………. З – 121 З – 76 З - 50

При работе в скважине резиновый элемент может частично или полностью разрушиться. Это в основном происходит из-за перегрузки пакера - передачи на него большей сжимающей нагрузки, чем допустимая. На разрушение резинового уплотнителя также влияют забойная температура и природный газ, вступающий во взаимодействие с резиной пакера.

Пакеры с раздвижной резиновой опорой типа ПЦР выпускаются с наружными диаметрами их остова (корпуса) 178, 146, 95, 80 и 67 мм и имеют шифр ПЦР-178, ПЦР-146, ПЦР-127, ПЦР-95, ПЦ-80 и ПЦР-67. Техническая характеристика этих пакеров приведена ниже.

Тип пакера ………. ПЦР-178 ПЦР-146 ПЦР-127 ПЦР-95 ПЦ-80 ПЦР-67

Наружный диаметр

остова, мм ………. 178 146 127 95 80 67

Диаметр сменного

резинового элемента,

мм ………………… 245 220 145 145 87 92

270 195 135 135 92 87

Диаметр сменной

резиновой опоры,

мм ……………….. 245 220 109 87 92

Максимальная про-

дольная деформация

резинового элемента,

мм……………….. 350 350 - 330 - 240

Диаметр обслуживае-

мых скважин, мм …. 260-295 190-243 151-161 118-161 97-112 76-102

Нагрузки при па-

кровке, мм …….. 150-200 10-180 50-70 50-70 - 15-40

Максимальный пере-

пад давления, МПа… 45 45 45 45 45 45

допустимая растя-

кН…………………… 1300 1300 790 700 200 200

Диаметр штока, мм… 90 73 52 52 40 34

Средняя масса, кг….. 200 150 66 41 31

Длина остова, мм….. 2373 1625 1420 1525 1425

Размер концевых

резьб……………….. З-121 З-121 З-76 З-62 З-50

Пакер резино-металлического перекрытия помимо резинового уплотнительного элемента включает еще узлы металлического перекрытия скважины. На рис. V.25, г приведена схема пакера резино-металлического перекрытия (ПРМП-1).

Пакеры ПРМП-1-170/190 и ПРМП-1-190/214 выпускаются диаметрами 170 и 190 мм и служат для перекрытия скважин диаметрами. 190 и 214 мм .

Техническая характеристика пакера приведена ниже.

Тип пакера……………….. ПРМП-1-190/214 ПРМГМ-170/190

Диаметр обслуживаемых

скважин,мм………………… 214 190

Длина, мм………………….. 2360 2330

Наружный диаметр, мм….. 190 170
Диаметр плашек метали-

ческого перекрытия в ра-

бочем положении, мм……. 210±1 186±1
Внутренний диаметр штока,

мм…………………………. 70 55
Осевая нагрузка, кН……. 80-120 80-120
Перепад давления, МПа…. 25 25

Масса, кг………………….. 150 130

Размер концевых резьб….. 3-133 3-133

Якорные устройства

Якорные устройства (якоря) механического действия устанавливаются под пакером и служат для опоры хвостовика с фильтром на стенки скважины или на стенки обсадной колонны, спущенной до кровли продуктивного пласта.

Основное достоинство проведения испытаний с якорными устройствами - возможность установки пакерного элемента не в строго определенном месте ствола скважины, как при испытании с опорой на забой, а в зависимости от состояния скважины в различных местах ее ствола. Не менее важным преимуществом испытаний с якорными устройствами является и то, что создаются все условия для проведения селективных испытаний на большом расстоянии от забоя скважины, не опасаясь за прихват хвостовика, что может произойти при работе с опорой на забой.

Рис. V.26. Якорное устройство ЯУ

При испытании скважин применяют якорные устройства типа ЯУ-170/190, ЯУ-190/214, предназначенные для работы в открытом стволе диаметром 190 и 214 мм , и ЯМ-95/168, ЯМ-95/140, ЯМ-65/114, предназначенные для установки на стенки обсадных колонн диаметрами 168, 140 и 114 мм.

Якорные устройства ЯУ (рис. V.26) состоят из: верхнего переводника 1 , соединенного со штоком конусом 2 , являющимся направлением для перемещения плашек 3 ; центратора с подпружиненными планками 6 , над которым расположен толкатель 5 ; штока 8 с нижним переводником 10 .

Упорные плашки, находящиеся в зацеплении с фиксатором 4, в исходном положении расположены в нижней части конуса и не мешают свободному перемещению якоря в скважине. При спуске центратор подпружиненными планками скользит по стенкам скважины вниз упирается об опору 7 и втулку 9 и удерживается от перемещения вверх по штоку 8 винтом, расположенным во втулке 9 .

Толкатель плашек жестко соединен с центратором.

Для установки якоря в скважине необходимо после спуска его на заданную глубину приподнять колонну бурильных труб на 1-2 м и провернуть на 1,5- 2 оборота для вывода винта из зацепления с фасонным пазом втулки, затем плавно разгрузить инструмент на 200-250 кН . При разгрузке инструмента шток перемещается вниз, а центратор за счет контакта планок со стенками скважины остается на месте, тем самым перемещая толкателем плашки по направляющим пазам конуса. Упорные плашки после соприкосновения со стенкой скважины и упора в нее воспринимают на себя передаваемую нагрузку на пакер.

После окончания испытания натяжением колонны снимают нагрузку с пакера и плашек якоря. При этом шток якоря перемещается вверх относительно центратора, увлекая за собой винт, который входит в фигурный паз втулки и фиксирует центратор в исходном положении. Упорные плашки опускаются по направляющим конуса и входят в зацепление с фиксатором.

Якорные устройства ЯУ-170/190 и ЯУ-190/214 могут быть использованы в компоновках испытательного оборудования КИИ-146, КИИ-2-146, МИГ-146, МИГ-127. Их техническая характеристика приведена ниже.

Тип якорного устройства…………. ЯУ-190/214 ЯУ-170/190

Длина, мм…………………………. 2100 2000

Диаметр в транспортном поло-

жении, мм………………………… 190 170
Диаметр упорных плашек в рабочем

положении, мм……………………… 236 210

Внутренний диаметр штока, мм 70 60

Масса, кг…………………………… 100 120

Размер концевых резьб:

муфты……………………………. 3-133 3-133

ниппеля…………………………… По ГОСТ 5286-75

Якорные устройства ЯМ-95/168, ЯМ-95/140, ЯМ-65/114 используются с испытательным оборудованием КИИ-95 и КИИ-65. Они могут применяться с многоцикловым испытательным оборудованием МИК-95 и МИГ-80.

Техническая характеристика якорных устройств механического действия приведена ниже.

Тип механического якоря............... ЯМ-95/168 ЯМ-95/140 ЯМ-65/114

Диаметр обсадной колонны, мм. 168 140, 146 101, 114

Допустимый перепад давления

на пакере, МПа........................... 30 30 30

Диаметр, мм.................................... 132 109 84

Длина, мм......................................... 1600 1500 1500