Классификация пакеров.
Пакеры классифицируются по назначению и конструкции следующим образом.
1. В соответствии с назначением пакеры (уплотнители) делятся на:
- Уплотнители, применяемые при отборе нефти и газа из пласта
а) для создания в скважине двух изолированных каналов б) при беструбной эксплуатации в) для предохранения от выброса при газопроявлениях (пакер с клапаном-отсекателем).
- Уплотнители, применяемые при исследовании или испытании в случае:
а) раздельного исследования пластов, вскрытых одной скважиной;
б) проверки герметичности обсадной колонны или герметичности изоляции пластов цементным кольцом.
- Уплотнители, применяемые при воздействии на пласт или его призабойную зону при:
а) гидроразрыве пласта;
б) поддержание пластового давления;
в) подаче в пласт теплоносителей.
- Уплотнители, применяемые при подземном ремонте скважин
а) для центровки колонны НКТ
б) для передачи части веса труб на обсадные колонны
в) при изоляционных работах
2. В соответствии с конструктивной схемой пакера и конструктивным исполнением основных составляющих его элементов пакеры классифицируются.
1. По виду нагрузки на уплотнительные элементы:
- пакеры, в которых сжатие уплотнительных элементов происходит под действием внешних сил ;
- надувные пакеры ;
- пакеры сжатия, работающие под действием упругих сил .
2.По виду материала, из которого изготовлен уплотнительный элемент:
- резиновые (Р);
- металлические (М);
- фторопластовые (Ф).
3. По типу упора - с упором на:
- забой через хвостовик;
- переход диаметра обсадной колонны;
- шлипсовый захват за обсадную колонну;
- шлипсовый захват и торец обсадной трубы в ее муфтовом соединении
4. По способу создания нагрузки на уплотнительные элементы (способ воздействия на уплотнители отражается буквенным обозначением в маркировке пакера. Двойное буквенное обозначение показывает сначала способ образования опоры, затем способ деформации уплотнительного элемента) :
- М - механические пакеры, у которых деформация уплотнительного элемента осуществляется за счет механической нагрузки;
- ГМ - гидромеханические пакеры, у которых щлипсовый узел, обеспечивающий опору пакера на стенку скважины, приводится в рабочее положение путем повышения давления жидкости в колонне труб, а деформация уплотнительного элемента происходит под действием механической нагрузки, например, веса труб;
- мг - механико-гидравлические пакеры, у которых шлипсовый узел занимает рабочее положение под действием механической нагрузки, а деформация уплотнительного элемента осуществляется под действием гидравлических сил в трубах;
- Г - гидравлические пакеры, характерной особенностью которых является то, что давление жидкости используется для прижатия уплотнительного элемента к стенкам скважины, а иногда и для приведения в рабочее положение упора на стенку скважины;
- Х - химические пакеры, у которых прижатие уплотнительного элемента к стенкам скважины осуществляется за счет энергии, выделяющейся в результате химической реакции;
- П - пневматические пакеры, у которых уплотнительный элемент к стенкам скважины прижимается в результате использования энергии сжатого воздуха.
5. По виду направления воспринимаемого усилия от перепада давления. (может вводиться буквенное обозначение в маркировку):
- тип ПВ – воспринимает усилие от перепада давления, направленного вверх;
- тип ПН– воспринимает усилие от перепада дваления, направленного вниз;
- тип ПД - воспринимает усилие от перепада дваления, направленного вверх и вниз (двухстороннего действия).
В последнем случае пакеры могут оставаться в скважине и выполнять свои функции без колонны подъемных труб, которую извлекают после посадки пакера. В этом случае для отсоединения колонны труб от пакера и повторного соединения ее с пакером применяются разъединители колонн типов РК, 3РК и 4РК, устанавливаемые над пакером. В оставляемую с пакером часть разъединителя перед разъединением при помощи канатной техники устанавливается пробка, перекрывающая пласт, а извлекаемая часть разъединителя поднимается вместе с колонной подъемных труб.
6.По способу спуска в скважину:
- на трубах (Т);
- на кабеле (тросе) (К).
7. По способу снятия с места установки (может быть введено буквенное обозначение в маркировку):
- извлекаемые (И);
- съемные (С);
- разбуриваемые (Р).
8. По условиям работы (вводится буквенное обозначение в маркировку)
- тип К – корозионностойкие (К1 – углекислостойкие с СО2 менее 10%; К2 – сероводородостойкие с Н2S и СО2 менее 10%; К3 – сероводородостойкие с Н2S и СО2 - 10-25%; К4 – солянокислостойкие (НCl менее 10%; К5 – углекислостойкие с СО2 более 10%)
- тип Т – термостойкие (Т1- для сред с температурой 273-4230К; Т2 – для сред с температурой 423-4700К).
9. По наличию специальных конструктивных приспособлений.
(с противовыбросовым пакером отсекателем, якорем)
Пример обозначения пакера: 2ПД—ЯГ—136НКМ—35К1. 2 — номер модели; ПД — тип пакера; Я — наличие якоря; Г — способ посадки пакера (гидравлический); 136 — наружный диаметр пакера, мм; НКМ — резьба гладких высокогерметичных насосно-компрессорных труб (ГОСТ 633-80); 35 — рабочее давление, МПа; К1 — исполнение по коррозионной стойкости (для сред с объемной концентрацией СО2 до 10 %).
Пример обозначения якоря: ЯГ—118—21. Я — якорь; Г — гидравлический способ посадки; 118 — наружный диаметр якоря, мм; 21 — рабочее давление, МПа.
Контрольные вопросы:
1. Перечислите основные группы оборудования по назначению, эксплуатируемых на нефтяных и газовых месторождениях.
2. Каково назначение скважинной колонной обвязки?
3. Какие конструктивные типы колонных обвязок применяются?
4. Какие трубы используются на промыслах
5. Перечислите основные разновидности насосно-компрессорных труб. Каковы их достоинства и недостатки?
6. Из каких материалов изготавливаются НКТ?
7. Каково назначение скважинных уплотнителей?
8. Из каких функциональных элементов состоят пакеры?
9. Перечислите основные классификационные признаки пакеров.
Дата добавления: 2015-07-18; просмотров: 16320;