ПД - пакер, воспринимающий усилие от перепада давления, направленного как вниз, так и вверх.
Как документально оформляется проведение учебной тревоги «Выброс»?
Представитель противофонтанной службы составляет Акт проведения тревоги выброс
В нем указывается фамилия проверяющего сотрудника противофонтанной службы наименование проверяемой организации и номер конкретного объекта какие операции велись во время тревоги (бурение, спо) дата и время проверки в акте расписываются мастер и супервайзер.
Так же делается отметка в журнале учета проведения тревог выброс находящийся непосредственно на буровой
Пакер испытывает очень большие перепады давления (до 1000атм), действующего на него в рабочих условиях (причём нагрузки носят не только цикличный, но и знакопеременный характер), и при этом они должны выполнять свою главную задачу - обеспечивать надёжную герметизацию ствола скважины. При закачке жидкости в пласт для повышения пластового давления, кислотной обработке, гидроразрыве пласта, цементировании скважины и других опрессовочных работах в скважине имеет место появление значительных по величине сжимающих или растягивающих усилий. Эти усилия вызывают значительное удлинение или укорочение колонны насосно-компрессорных труб. В результате возникает опасность срыва пакера и разгерметизации межтрубного пространства в скважине..
Герметичное разобщение пространства эксплуатацирнной колонны обеспечивается подбором диаметра пакера в соответствии с внутренним диаметром эксплуатационной колонны труб, создающим оптимальный зазор между пакером и стенкой эксплуатационной колонны трубв соответствии с ОСТ 26-16-1615-81.
Т а б л и ц а 1 - Основные параметры пакеров:
| Условный ø обсадной трубы, мм | Внутренний диаметр обсадной трубы (мм) по ГОСТ 632-80, при перепаде давления, МПа | Наружный ø пакера, мм | |||
| 93,9 | |||||
| 97,1 ; 99,5 | |||||
| 102,9 ; 103,9 | 101.5 | - | |||
| 105.6 | |||||
| 108,6; 112,0 | |||||
| 115,8 | 114,2 | - | |||
| 121,3 | 118,7 | ||||
| 121,3 | |||||
| 127,3 | 125,7 | 124,3 | |||
| 127.1 | 124,7 | ||||
| 132,1; 133,1 | 130,7 | 129,1 | |||
| 144.1 | |||||
| 150,5 | 147,1 | ||||
| 153,7 | 150,5 | ||||
| 152,4; 154,8 | 150,4 | ||||
| 159,4 | 157,0 | ||||
| 164; 166 | 161,6 | - | - | ||
| 163,5 | |||||
| 168,3 | |||||
| 174,7 | 171,9 | ||||
| 178,5 | 177,1 | - | |||
| 190.7 | |||||
| 196,3 | 193,7 | ||||
| 201,3 | 198,7 | ||||
| 203,7 | - | - | - | ||
| 205,7 | - | - | |||
| 212,7; 216,9 | |||||
| 220,5; 222,3 | |||||
| 224,5 | - | - | |||
| 226,7 | - | - | |||
| 228,7 | - | - | |||
| 240,1; 242,9 | |||||
| 245,5; 247,9 | - | ||||
| 252,7 | 250, 3 | - | |||
| 258,9 | 255,3 | - |
Для восприятия усилия от перепада давления, действующего на пакер в одном или двух направлениях, пакер должен иметь соответствующее заякоривающее устройство (якорь), наличие которого в шифре пакера обозначается буквой «Я».
Якори – это устройства, предназначенные для закрепления колонны подъёмных труб за стенку эксплуатационной колонны с целью предотвращения перемещения скважинного оборудования под воздействием нагрузки.
Якори подразделяются на механические (приводимые в действие механическим перемещением труб) и гидравлические (приводимые в действие гидравлически).
Пакеры бывают с нижним, нижним и верхним механическим якорем, а также с нижним механическим и верхним гидравлическим якорями, а также с нижним и верхним гидравлическим якорем (нарисовать).
По способу посадки пакеры подразделяют на: гидравлические - Г, механические - М, гидромеханические - ГМ.
В зависимости от среды, в которой применяют пакеры, предусматриваются следующие коррозионностойкие исполнения: К1 – углекислотостойкое; К2 и К3 – сероводородостойкое (содержание H₂S и CO₂ соответственно 6% и 25%); Т – термостойкое (до 100 град.С., 100-150 град.С., более 150 град.С).
return false">ссылка скрытаПакеры, способные воспринимать усилие от перепада давления, направленное как вниз, так и вверх, могут оставаться в скважине и выполнять свои функции и без колонны подъёмных труб, которую извлекают после посадки пакера. В этом случае для отсоединения колонны труб от пакера и повторного соединения её с ним используют различные разъединители колонн типов РК, ИПМ, ИПГ, РКУ, которые устанавливают над пакером. В оставляемую с пакером часть разъединителя перед разъединением при помощи канатной техники устанавливают пробку, перекрывающую надпакерное и подпакерное пространство, а извлекаемую часть разъединителя поднимают вместе с колонной подъёмных труб. Для разъединения и соединения разъединителей колонн, а также для спуска и извлечения пробок и приёмных клапанов вместе с набором инструментов канатной техники используют толкатели типов Т и 1Т, спускной инструмент ИС, посадочный инструмент 1ИС, инструмент подъёма замка ИПЗ и цанговый инструмент ИЦ.
В ООО НПФ «Пакер» разработаны и успешно используются в качестве инструмента для посадки и подъёма пакерно-якорного оборудования, оставляемого автономно в скважине:
1.ИПГ (инструмент посадочный гидравлический)
- для эксплуатации нефтяных и газовых скважин и закачки воды;
- для проведения РИР, установки многопакерных компоновок или других технологических операций при КРС.
Достоинства: высокая надёжность, позволяет проводить операции при максимальном перепаде давления на пакер, применение ИПГ позволяет значительно снизить материальные затраты при проведении РИР, установке многопакерных компоновок и других операциях.
2.ИПМ (инструмент посадочный механический)
- для эксплуатации нефтяных и газовых скважин и закачки воды;
- для проведения РИР или других технологических операций при КРС.
Достоинства: инструмент многократного действия; применение ИПМ позволяет значительно снизить материальные затраты при проведении РИР, установке многопакерных компоновок и других операциях; высокая надёжность уплотнительного узла ИПМа позволяет после спуска его с пакером в скважину и последующей пакеровке производить опрессовку пакера по межтрубному пространству и последующее разъединение с ним.
3. ИПМ5 (инструмент посадочный механический для посадки подвижного герметичного соединения и извлечения пакера)
- для эксплуатации нефтяных и газовых скважин и закачки воды;
- для проведения РИР или других технологических операций при КРС.
Достоинства: обеспечивает подвижное герметичное соединение колонны НКТ с автономно установленным пакерно-якорным оборудованием; инструмент многократного действия, применение ИПМ5 позволяет значительно снизить материальные затраты при проведении РИР и других операциях; высокая надёжность уплотнительного узла ИПМ5 позволяет после спуска его с пакером в скважину и последующей пакеровке производить опрессовку пакера по межтрубному пространству и последующее разъединение с ним.
4.РКУ (разъединитель колонны универсальный).
- для эксплуатации нефтяных и газовых скважин и закачки воды;
- для установки в эксплуатационных и нагнетательных скважинах при проведении технологических операций, связанных с разъединением и соединением колонны НКТ с пакерно-якорным или другим оборудованием;
- для использования в многопакерных компоновках, в том числе и при одновременно-раздельной эксплуатации (ОРЭ) или одновременно-раздельной закачке (ОРЗ).
Достоинства: инструмент многократного действия; применение РКУ позволяет значительно сократить время проведения ремонтных работ и материальные затраты; подвижное (до 1500 мм) герметичное соединение колонны НКТ с пакерно-якорным оборудованием.
При применении пакера в горизонтальных и наклонных скважинах с углом наклона более 35°, а также в скважинах, имеющих сужения и переходы на меньший внутренний диаметр, непосредственно над и под пакером рекомендуется устанавливать центраторы, диаметр которых не менее чем на 2 мм больше диаметра пакера.
Эксплуатация пакеров.
Прежде чем спустить в скважину пакер необходимо установить проходимость шаблоном с устья до глубины на 5-20 м ниже глубины установки пакера. Диаметр шаблона должен быть не менее чем на 2 мм больше диаметра пакера, длина не менее 3 метров, но не менее длины пакера. Для подготовки стенок эксплуатационной колонны труб под посадку пакера и якоря с целью обеспечения их надёжной работы проводят очистку стенок эксплуатационной колонны в интервалах установки пакера (на 30 метров выше и ниже места установки) инструментом согласно «Инструкции по безопасному ведению работ по очистке эксплуатационной колонны скважины скребками (скреперами) типа СК при текущем и капитальном ремонте скважин» от 19.04.1996 г.
Для различных технологических операций применяются пакеры, имеющие свои конструктивные особенности:
Пакер с верхним и нижним механическим якорем механической осевой или поворотной установки (без «О») ПРО-ЯДЖ-О-122
-пакер механический, двухстороннего действия, осевой установки. Характерная особенность-наличие двух механических якорей – нижнего и верхнего.
Пакер ПРО-ЯДЖ-О-122 предназначен для длительного герметичного разобщения интервалов ствола обсадной колонны нагнетательной скважины и защиты её от динамического воздействия закачиваемой воды.
Область применения:
– для установки в нагнетательных скважинах с целью поддержания пластового давления;
– для длительной автономной (без связи с НКТ) изоляции требуемого к разобщению участка эксплуатационной колонны;
–для использования в многопакерных компоновках.
Пакер выпускается в двух исполнениях: на рабочую температуру до 100 ˚С и на рабочую температуру до 150 ˚С.
Пример структуры обозначения пакера на рабочую температуру до 150˚С: