Домой Регистрация
Приветствуем вас, Гость



Форма входа

Население


Вступайте в нашу группу Вконтакте! :)




ПОИСК


Опросник
Используете ли вы афоризмы и цитаты в своей речи?
Проголосовало 514 человек


Пакер в скважине что это такое


Польза применения скважинного пакера

Пакер для скважин выглядит как специальное приспособление, позволяющее отделять затрубное пространство от пласта месторождения. Раздельная эксплуатация источника возможна с перекрыванием пакером доступа грунтовым водам. Это особенно значимо при поломке системы водоснабжения либо обрушении конструкции их стенок.

Описание

Пакеры для скважин помогают рабочим улучшать проведение тех или иных операций внутри подземного источника, не разрушая всю конструкцию. На сегодняшний день более востребованы следующие виды таких конструкций:

  1. «Разбуриваемый». Рабочее положение этих устройств помогает герметично изолировать некоторые части скважинного ствола. При цементировании этот пакер остается в скважине, поэтому извлечь его обратно нельзя. В случае необходимости разбуривают весь цементный тампон. Разбуриваемый пакер помогает разделять грунтовые пласты горизонта. Разбуриваемый пакер для скважины
  2. «Гидравлический». Что такое в скважине гидравлический пакер? С помощью давления рабочей жидкости из устройства достигается герметизация скважинных частей. При этом происходит деформация с параллельным прижатием резинового уплотнителя-элемента к стенкам скважинного канала.В результате наблюдается разобщение пластов внутри водоносного источника.Помимо гидравлических, созданы и гидравлико-механические устройства, где деформация изолирующего резинового элемента достигается воздействием давления в подпакерной зоне. Гидравлические пакеры
  3. «Механический». Эти конструкции работают по принципу деформирования уплотнительного элемента с изолированием отдельных частей ствола ниже тяжестью колонны труб. Данные приспособления могут эксплуатироваться в вертикальных, искривленных и наклонных водоносах. Схема механического пакера для скважины

Пример работы разбуриваемого пакера:

Характеристики и преимущества

Главным конструктивным звеном пакера для скважины является цилиндрический по форме уплотнитель, выполненный из резины. Благодаря вертикальному сжатию он способен изменять форму, расширяясь и изменяясь в высоте. В результате этого перекрывается все кольцо между скважинными стенами и колонной бурильных труб.

Если не достигнута герметизация прибора, то полного разделения пластов не будет.

К главным характеристикам описанной конструкции относят наличие следующих элементов:

К описанному оборудованию производят специальные шнеки с соответствующими насосами. Такие буровые установки облегчают процесс разбуривания грунта. Устанавливают пакер в колонне либо скважине.

Основной корпус прибора содержит и узел пакеровки, от надежности которого зависит успешность проводимых работ. При этом желательно использовать обсадную инвентарную трубу с толстыми стенками.

В составе описанного оборудования присутствует также хвостовик с внутренней резьбой, кольцевая проточка и карман.

На раздвижных опорах хвостовика при работе аппарата могут образовываться зазоры, что является существенным недостатком конструкции.

В комплекте есть и золотник, оснащенный седлом. Части золотника изготавливают из прочных сплавов, способных не деформироваться при сильном механическом воздействии. Уплотнительный элемент, узел пакеровки и другие детали могут длительное время не подвергаться коррозии, так как сверху их покрывают защитным составом. Пакер может быть и надувным, общий принцип действия которого схож с аналогами.

Основными преимуществами использования описанных устройств являются:

В составе конструкции есть кольцевые элементы. Если кольцевые детали выполнены из дюралюминия, то при их извлечении часто происходит поломка. В результате в обсадной колонне может заклинить пакер.

Применение

Пакер относится к области строительства и бурения. Такие установки используют с целью:

  1. Центровки у колонн насосно-компрессорных труб с последующей передачей части массы труб обсадным конструкциям в случае проведения ремонтных работ.
  2. Правильного использования скважины, стараясь защитить от коррозийных процессов обсадную инвентарную колонну.
  3. Освоения пространства скважины.

Устройство имеет разный диаметр сменного резинового уплотнителя, в зависимости от чего определяется область его использования.

Капитальный ремонт скважин

Капитальный ремонт скважин подразумевает проведение комплекса работ по восстановлению работоспособности эксплуатационных колонн.

На первом этапе проведения таких работ делают обследование скважины. Это позволяет выявить глубину забоя, наличие песчаной пробки и общий вид эксплуатационной колонны. При этом часто используют печати (металлические корпуса со свинцовой оболочкой).

Пример капитального ремонта скважины путем установки пакера:

Установка пакера позволяет выполнить опрессовку колонны для выявления дополнительных поломок. Капитальным ремонтом скважин обычно занимаются специализирующиеся на этом организации, имеющие все необходимое оборудование и опыт.

(2 оценок, среднее: 5,00 из 5) Загрузка...

Что такое пакеры для скважин и какими они бывают

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.

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:

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.

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.

Что такое пакеры для скважин и какими они бывают

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

К механическим пакерам относят конструкции, уплотнительный элемент которых деформируется и изолирует отдельные части ствола скважины от воздействия на него массы колонны труб. Разновидностей этого типа пакеров для скважин много и подробнее о них можно узнать здесь http://www.sibneftemash.ru/products/mehanicheskie-pakery/.

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.

Принципы действия и устройство пакеров.

Пакеры предназначены для уплотнения кольцевого пространства и разобщения отдельных горизонтов нефтяных и газовых скважин. Они работают в условиях воздействия высоких перепадов давлений (от 7 до 70 МПа), больших механических нагрузок (десятки кН) и в различных термических (от 40 до 100°С, а при тепловом воздействии на пласт до 400°С) и коррозионных средах. Поэтому конструкции пакеров должны обеспечивать эффективную и надежную работу в условиях эксплуатации.

Пакеры при эксплуатации устанавливаются обычно в обсаженной части скважины и спускают их на колонне подъемных труб. Уплотнение, прижимаемое к обсадной трубе, должно надежно разобщать части ствола скважины, находящиеся над и под уплотнителем.

Пакеры применяются: - при освоении скважины для облегчения и ускорения очистки забоя путем продувки и промывки через фонтанные трубы; - при всех технологических процессах на скважине и при ее эксплуатации для защиты обсадной колонны от химической коррозии и действия чрезмерно высокого давления жидкости и газа;

- при необходимости центровки колонны насосно-компрессорных труб и передачи части веса труб на обсадную колонну при подземных ремонтах скважин.

Пакер включает следующие элементы (Рис.2.2.): 1-головка; 2-опорное кольцо; 3-ограничительная втулка; 4-ограничительный уплотнительный элемент; 5- ограничительное кольцо; 6- уплотнительный элемент; 7- конус; Узел фонаря в свою очередь состоит из элементов: 8-шлипсы; 9-упорная втулка; 10-ограничительный обруч; 11- пружина; 12-корпус фонаря; 13-штифт; 14-фигурный паз в крпусе фонаря; 15-ствол.

Головка 1 пакера предназначена для присоединения пакера с якорем. Она представляет трубу, имеющую в верхней части левую резьбу бурильных труб, служащую для соединения с якорем ЯПГ, в нижней части - муфтовую резьбу насосно-компрессорных труб для соединения со стволом 15 и наружную метрическую резьбу - для навинчивания опорного кольца 2. Наружная поверхность головки имеет кольцевые риски для извлечения пакера овершотом в случае прихвата его в скважине. Материал для изготовления применяется такой же, как и у бурильных труб.

Опорное кольцо служит для упора уплотнительного элемента 4 и обеспечивает ее деформацию при посадке пакера.

Ствол представляет собой отрезок насосно-компрессорной трубы. На него последовательно надеваются ограничительная втулка 3, ограничительный уплотнительный элемент 4, ограничительное кольцо 5, резиновый уплотнительный элемент 6, конус 7 и узел фонаря со шлипсами.

Рис.2.2. Общий вид механического пакера

1-головка; 2-опорное кольцо; 3-ограничительная втулка; 4-вспомогательный уплотнительный элемент; 5-ограничительное кольцо; 6- основной уплотнительный элемент; 7- конус; Узел фонаря в свою очередь состоит из элементов: 8-шлипсы; 9-Упорная втулка; 10- ограничительный обруч; 11-пружины; 12-корпус фонаря; 13-штифт; 14-фигурный паз; 15-ствол.

Узел ограничителя предназначен для предотвращения проникновения резины основного уплотняющего элемента в кольцевой зазор между скважиной и опорным кольцом 2 при высоких перепадах давления жидкости. Между торцами ограничительной втулки 3 и ограничительного кольца 5 остается зазор, достаточный для заполнения кольцевого зазора при сжатии уплотнительного элемента и и в то же время для предупреждения его заклинивания.

Под действием веса колонны насосно-компрессорных труб резиновый элемент 6 сжимается между неподвижным ограничителем 5 и подвижным конусом 7.

Происходящее при этом увеличение диаметра резинового элемента создает уплотнение кольцевого пространства между обсадной колонной и подъемными трубами. Диаметр резиновой манжеты при свободном состоянии должен быть меньше внутреннего диаметра обсадной колонны примерно на 10-20 мм и не должен быть больше диаметра шаблона.

Основной уплотнительный элемент, как и ограничительный, изготавливается из резины марок 4004, 3826-С, которые допускают большую деформацию. Они рассчитаны на работу при температуре до 1000С, стойкие против разъедания агрессивными веществами, находящимися в скважине.

Подвижный конус является промежуточным элементом, предназначенным передавать сжимающие усилия от шлипсов на уплотнительные манжеты. Конусная форма этого элемента обеспечивает посадку пакера на определенной глубине ствола скважины при перемещении ствола вниз относительно неподвижного фонаря, конус надвигается на не­подвижные шлипсы, раздвигает их до соприкосновения с обсадной колонной, и заклинивает.

Узел фонаря устроен следующим образом: в корпусе 12, представляющем цилиндрическую втулку, под углом 120° расположены глухие отверстия, в которых помещены цилиндрические пружины. Внизу корпуса размещена упорная втулка 9, вверху- оганичительный обруч 10, удерживающие от выпадения шлипсы 8. Наружный диаметр фонаря должен быть больше всех остальных деталей.

Штифт 13, ввернутый в корпус фонаря, при спуске пакера в скважину находится в фигурных пазах ствола 15 и, связывая ствол со шлипсами, предотвращает самопроизвольную пакеровку.

Спуск пакера в скважину до требуемой глубины производится на колонне бурильных или насосно-компрессорных труб. При вводе пакера в обсадную колонну, благодаря трению фонарь стремится отстать от общего движения спускаемой колонны, но этому препятствуют штифты, удерживающие фонарь за его корпус. При достижении пакером нужной глубины небольшим подъёмом колонны вверх (0,3 - 0,5 м) и поворотом труб на 1 - 1,5 оборота вправо штифт выводятся из фигурного паза. Фонарь при этом не вращается из-за трения шлицов об обсадную колонну. При дальнейшем спуске колонны труб конус надвигается на шлипсы, которые продолжают оставаться с фонарем на месте, раздвигает их. При этом шлипсы своими насечками врезаются в стенку обсадной колонны и препятствуют дальнейшему движению конуса вниз. Под действием веса колонны труб резиновый уплотнительный элемент 6 сжимается между неподвижным ограничителем 5 и подвижным конусом 7. Происходит деформация резинового элемента пакера и уплотнение кольцевого пространства между обсадной колонной и подъемными трубами.

Не нашли то, что искали? Воспользуйтесь поиском гугл на сайте:

Пакеры для защиты эксплуатационных колонн в нагнетательных скважинах

Пакер типа ПЗКН предназначен для защиты эксплуатационных колонн диаметром от 114,3 до 168,3 мм от динамического давления при закачке воды в нагнетательную скважину. Пакер состоит из корпуса с набором резиновых уплотнителей, якорного узла, верхнего и нижнего присоединительных переводников и ряда других комплектующих деталей.

Основные технические характеристики пакеров типа ПЗКН приведен в табл.11.

 Таблица 11.11 Технические характеристики пакеров типа ПЗКН 

Условный диаметр обсадной колонны, мм 114 127 140 и146 168
Наружный диаметр пакера, мм 94 (90) 103 (107) 122 (118) 144 (140)
Длина пакера, мм 1340 ±8 1390 ±8 1500 ±8 1540 ±8
Масса пакера, кг 28 ±3 35 ±3 53 ±5 72 ±5
Максимальный перепад давления на уплотнительные элементы пакера, МПа 35 35 35 35
Максимальная рабочая температура, °С 120 120 120 120

Примечания: 1. В   скобках   указан   наружный диаметр,   имеющий   комплект   сменных   частей ПЗКН .0.80

2. Погрешность измерения величины давления ± 2,5% по ГОСТ 14169-79

Пакеры гидравлические типа ПНС и ПНСМ предназначены для разобщения подпакерной зоны и межтрубного кольцевого пространства нагнетательной скважины с целью предотвращения воздействия высокого давления на эксплуатационную колонну. Пакеры также применяются для проведения различных обработок призабойной зоны и выполнения ряда технологических операций при строительстве и ремонте нефтяных и газовых скважин. Конструкция пакера рассчитана на многократное применение в эксплуатационных колоннах диаметром 146 (ПНС-01, ПНСМ-01), 168 (ПНС-02, ПНСМ-02) и 140 (ПНС-03, ПНСМ-03) мм при перепаде давления до 35 МПа и температуре до 100 ° С.

Применение пакера позволяет исключить порывы эксплуатационной колонны и увеличить давление закачки жидкости в пласт.

Посадка пакера осуществляется с помощью гидравлики. Глубина посадки пакера в скважине не ограничивается. Съем осуществляется перемещением вверх тяговым усилием до 7 т. Для аварийного отсоединения колонны НКТ от пакера предусмотрен переводник с левой резьбой.

Основные параметры пакеров типа ПНС (ПНСМ) приведены в табл.12.

Таблица 11.12 Технические характеристики пакеров типа ПНС 

Наружный диаметр, мм, не более 120 140 114
Диаметр проходного канала, мм
Длина в рабочем положении, мм, не более 1300 1300 1300
Максимальный перепад давления между разобщенными зонами при номинальном коэффициенте пакеровки (1,27), МПа 35 35 21
Максимальное внутреннее избыточное давление на корпус пакера, МПа 35 35 35
Максимальная растягивающая осевая нагрузка на корпус пакера, кН 800 800 800
Масса в сборе, кг, не более 75 95 60

Пакер гидравлический типа ПВ-ЯГ-Г-122—70 предназначен для установки в эксплуатационной колонне диаметром 146 мм с целью защиты от воздействия высокого давления в процессе проведения технологических операций при гидравлическом разрыве пласта.

Пакер длиной 2150 мм с наружным диаметром корпуса 122 мм и внутренним  проходом 50 мм рассчитан на рабочее давление 70 МПа и имеет две секции гидроприводных фиксирующих устройств. Максимальная температура применения пакера — до 100 ° С. Масса — 118 кг.

Пакеры для испытания скважин

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

195 135 87

180 115 78

170 109 67

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

Допустимая растягивающая нагрузка,

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

180 115 98 78

170 108 67

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-

гивающая нагрузка,

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 [14], 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

Осевая нагрузка, кН………………… 200±20 250±20

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

Дата добавления: 2018-05-10; просмотров: 1578; ЗАКАЗАТЬ НАПИСАНИЕ РАБОТЫ

Похожие статьи:


Смотрите также




© 2012 - 2020 "Познавательный портал yznai-ka.ru!". Содержание, карта сайта.