Для чего нужен пакер в скважине

эксплуатационные пакеры и якори

Пакеры применяют для разобщения пластов и изоляции экс­плуатационной колонны труб от воздействия среды в процессе эксплуатации нефтяных, газовых, газоконденсатных и нагнета­тельных скважин, а также для проведения в них ремонтно-про-фнлактическихработ.

Пакеры используют для проведения технологических опера­ций по гидроразрыву, кислотной и термической обработке пла­ста, для выполнения изоляционных работ, гидропескоструйной перфорации, установки проволочных фильтров и клапанов-отсе-кателей, очистки забоев скважин, газлифтной эксплуатации и др. Их спускают в скважину на колонне подъемных труб. Про­ходное отверстие пакера должно позволять беспрепятственно спускать инструмент и оборудование для проведения необходи­мых операций освоения и эксплуатации скважин.

Пакер должен выдерживать максимальный перепад давле­ния, действующего на него в экстремальных условиях (рабочее давление).

Различают пакера следующих типов:

ПВ — пакер, воспринимающий усилие от перепада давления, направленного вверх;

ПН — то же, направленного вниз;

ПД — то же, направленного как вниз, так и вверх.

Герметичное разобщение пространства эксплуатационной ко­лонны обеспечивается подбором диаметра пакера в соответ­ствии с внутренним диаметром эксплуатационной колонны труб, создающим оптимальный зазор между пакером и стен­кой эксплуатационной колонны труб в соответствии с ОСТ 26-16-1615—81.

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 в ос­новном применяют с пакерамн типов ПВ и ПН.

По способу посадки пакеры подразделяют на гидравличе­ские Г, механические М и гидромеханические ГМ.

В зависимости от среды, в которой применяют пакеры, пре­дусматриваются следующие коррозионностойкие исполнения: Ki _ углекислотостойкое; К2 и КЗ — сероводородостойкое (со­держание H2S и СО2 соответственно 6 и 25 %); Т —термо­стойкое.

Пакеры, способные воспринимать усилие от перепада давле­ния, направленное как вниз, так и вверх, могут оставаться

в скважине и выполнять свои функции и без колонны подъем­ных труб, которую извлекают после посадки пакера. В этом случае для отсоединения колонны труб от пакера и повторного соединения ее с ним используют разъединители колонн типов РК, 1РК и ЗРК, которые устанавливают над пакером. В остав­ляемую с пакером часть разъединителя перед разъединением при помощи канатной техники устанавливают пробку, перекры­вающую пласт, а извлекаемую часть разъединителя поднимают вместе с колонной подъемных труб. Для разъединения и соеди­нения разъединителей колонн, а также спуска и извлечения пробок и приемных клапанов вместе с набором инструментов канатной техники используют толкатели типов Т и IT, спускной инструмент ИС, посадочный инструмент 1ИС, инструмент подъ­ема замка ИПЗ и цанговый инструмент ИЦ.

Для подготовки стенок эксплуатационной колонны труб под посадку пакера и якоря с целью обеспечения их надежной ра­боты применяют скважинные инструменты (скребки СК и ко­лонный инструмент 2НК).

ПАКЕРЫ ТИПОВ ПН И ПД

Условное обозначение пакеров включает: буквенную часть, со­стоящую из обозначения типа пакера (ПВ, ПН, ПД), способа посадки и освобождения пакера (Г, М, ГМ) и наличия якорного устройства (буква Я); первая цифра после обозначения типа пакера — число проходов, цифра перед буквами — номер мо­дели; первое число после букв — наружный диаметр пакера (в мм), второе число — рабочее давление (максимальный пере­пад давлений, воспринимаемый пакером); последние буква и цифра в обозначении — сероводородостойкое исполнение. На­пример, ПН-ЯМ-150-500; ПН-ЯГМ-118-210; 1ПД-ЯГ-136-500;ПД-Г-136-210К2.

Пакер типа ПН-ЯМ предназначен для разобщения прост­ранств эксплуатационной колонны нефтяных и газовых скважин и защиты ее от воздействия пласта. Он состоит из уплотнитель-ного устройства, плашечного механизма и фиксатора типа бай-онетного замка. На ствол пакера свободно насажены конус и уплотнительные манжеты. Плашки входят в пазы плашкодер-жателя и в пакерах с наружным диаметром 118 и 136 мм при­жимаются к конусу за счет усилия пружин плашкодержателя.

В остальных пакерах плашкодержатель фиксируется со стволом и цилиндром захватами.

Корпус фонаря соединен с замком, имеющим фигурный паз, в котором может перемещаться палец, связанный со стволом. Посадка пакера проводится путем приподъема труб на расстоя­ние, необходимое для создания на пакер расчетной осевой

нагрузки, поворота его на 1,5—2 оборо­та вправо и затем спуска труб вниз.

Благодаря трению башмаков о стен­ку эксплуатационной колонны обеспе­чивается неподвижность корпуса фо­наря и плашек. Палец при повороте скользит по фигурному пазу и опуска­ется вниз совместно со стволом.

Пакер ПН-ЯГМ (рис. 8.1 и табл. 8.1) предназначен для разобщения про­странств эксплуатационных колонн неф­тяных и газовых глубоких вертикальных и наклонных скважин.

Он состоит из уплотняющего, заяко-ривающего, клапанного устройств и гидропривода.

Для посадки пакера в подъемные трубы сбрасывается шарик и создается давление. Жидкость через отверстие а в стволе попадает под поршень. При давлении 10 МПа поршень толкает плашкодержатель, срезает винты, плаш­ки надвигаются на конус и, упираясь в стенку эксплуатационной колонны, создают упор для сжатия уплотнитель-ных манжет. Под действием массы труб плашки внедряются в стенку эксплуата­ционной колонны, обеспечивая заякори-вание и герметичность разобщения. Про­ходное отверстие пакера открывается при увеличении давления до 21 МПа. При этом срезаются винты, и седло с шариком выпадает. При подъеме ко­лонны труб пакер извлекают. При сня­тии осевой нагрузки освобождаются манжеты, и ствол, двигаясь вверх, тя­нет за собой конус, который освобож­дает плашки.

Пакеры 1ПД-ЯГ и 2ПД-ЯГ (рис. 8.2) предназначены для разобщения прост­ранств эксплуатационной колонны труб и защиты ее от воздействия пласта в нефтяных и газовых скважинах.

Пакер состоит из верхнего и нижнего якорных устройств, уплотнения, гидро­цилиндра и фиксатора. Посадка пакера осуществляется путем подачи давления

Рис. 8.2. Пакер типа ПД-ЯГ:

о, б — 1ПД-ЯГ с наружным диаметром 136, 140, 145 мм; а — 2ПД-ЯГ-185-210; / — кор­пус якоря; 2 — круглая плашка; 3 — манжета; 4 — ствол; S — шлипс; 6 — толкатель; 7 — цилиндр; 8 — поршень; 9 — захват; 10, 14, П и 19 — срезные винты; // — золотник; 12 — конус; 13 — плашка; 15 — плашкодержатель; 16 — седло; 18 — втулка фиксатора; отверстия а и б — для подачи жидкости при распакеровке

9 Заказ Ni

в колонну подъемных труб, причем предварительно проход па-кера перекрывается шариком, сбрасываемым на седло (см. рис. 8.2, а, в) или в конус в (см. рис. 8.2, б). Под действием давления в трубах плашки верхнего якоря выдвигаются на­ружу, заякориваясь на стенке эксплуатационной колонны.

§ 2. ПАКЕР МЕХАНИЧЕСКИЙ ПВМ

Пакер механический ПВМ применяют для уплотнения колонны насосно-компрессорных и бурильных труб в обсадной колонне скважины при проведении технологических операций по воздей­ствию на призабойную зону. Пакер (рис. 8.3) состоит из ствола 3, шлипсодержателя 9, в радиальных пазах которого установ­лены шлипсы 8 с пружинами 11. Шлипсы удерживаются огра­ничителем 10 и крышкой 12. К шлипсодержателю крышка при­креплена болтами 14, в нее ввинчен фиксатор 13, входящий в направляющий паз на стволе. На ствол надеты конус 7, уп-лотнительная манжета 6, шайба 5, защитная манжета 4 и на­винчена головка 1 с опорой 2. Защитная манжета пакера ко­роче уплотнительной манжеты и имеет более высокую твер­дость. Нижняя резьба ствола защищена предохранительным кольцом 15.

Техническая характеристика пакеров

Присоединительная резьба, мм:

верхняя левая по

нижняя по ГОСТ 633—80 60

Габаритные размеры, мм:

В скважину, предварительно проверенную и очищенную скребком, спускают на колонне труб пакер, при этом фиксатор удерживает шлипсодержатель в крайнем нижнем положении относительно ствола. При повороте колонны труб по часовой стрелке (2—3 оборота) фиксатор выходит в длинную прорезь паза на стволе, освобождая шлипсодержатель. При опускании колонны труб шлипсы под действием пружин прижимаются

к стенке скважины и удерживаются на месте, и конус заклини­вает их в обсадной трубе. Приложенная к пакеру нагрузка от веса колонны труб (от 7 до 12т) через головку и опору пере­дается манжетам, которые деформируются и уплотняют пакер. При натяжении колонны труб манжета восстанавливает свою первоначальную форму, конус освобождает шлипсы, и пакер снимается с места.

ПАКЕР ГИДРОМЕХАНИЧЕСКИЙ ПВ-ЯГМ

Пакер с гидромеханическим способом посадки предназначен для защиты от высокого давления обсадной колонны, располо­женной выше продуктивных пластов, в нагнетательных и добы­вающих скважинах.

Пакер (рис. 8.4) состоит из штока 5, к верхней части кото­рого с помощью резьбы крепят головку /, а к нижней — корпус 16 клапанного узла. Хвостовики шлипсов 6 взаимодействуют с обоймой 7. Пазы для шлипсоз как в головке 1, так и в обойме 7 выполнены по форме «ласточкин хвост», что предотвращает выпадение шлипсов.

Детали 2, 3, 4, 6, 7 составляют центрирующий и фиксирую­щие узлы. Упор 10, цилиндрическая 11 и самоуплотняющаяся 13 манжеты, ограничительные втулки 12 и 14 образуют уплотни-тельный узел. Шлипсы 6, обойма 7, упор 10, манжеты 11, 13 и втулки 12 и 14 смонтированы на штоке 5 таким образом, чтобы иметь возможность перемещения к головке 5, причем на время спуска они фиксируются от перемещения стопорным 8 и запор­ным 9 кольцами. Самоустанавливающаяся манжета предохра­нена от повреждения во время спуска защитным кожухом 15.

Тарельчатый клапан 18 представляет собой пластину с ра­диусом изгиба, равным внутреннему размеру корпуса 16. Такое исполнение клапана позволило иметь при его открытии сквозной канал без сужения. Седло 19 клапана фиксируется в корпусе 16 штифтами 20 таким образом, что клапан находится в приот­крытом положении. Такое положение клапана позволяет при спуске проникать скважинкой жидкости в насосно-компрессор-ные трубы. Втулка 22 служит фиксатором клапана в нижнем его положении. Корпус клапана в нижней части соединяется с переводником 24.

Перед установкой пакера скважина должна быть прошабло-ннрована, кроме того в интервале установки пакера обсадную колонну необходимо зачистить от ржавчины, цементной корки или других отложений. Проверяют состояние затяжки резьбо­вых соединений, манжет, которые не должны иметь задиров, пузырей, трещин, посторонних включений. Защитный кожух 15 напрессовывают на самоуплотняющуюся манжету 13 с по­мощью инструмента И13М и фиксируют кольцом.

Перед спуском пакер навинчивают на колонну насосно-ком-прессорных труб с помощью резьбы на головке /. После спуска пакера на необходимую глубину проводят опрессовку насосно-компрессорных труб. Для этого в них под давлением подают жидкость, в результате чего закрывается клапан 18. Герметич­ность насосно-компрессорных труб определяется по интенсив­ности падения давления жидкости. Давление опрессовки не дол­жно превышать 10 МПа. В дальнейшем при превышении дав­ления жидкости срезаются штифты 20. Клапан 18 с седлом 19, преодолевая усилие пружины 23, перемещается вниз до сопри­косновения с втулкой 22, при этом клапан открывает отверстие, связывающее канал пакера с внутренней полостью кожуха 15. Под действием давления жидкости кожух снимается с самоуп­лотняющейся манжеты 13, и обе манжеты перемещаются вверх по штоку 5, преодолевая усилие стопорного кольца 8 и переме­щая упор 10, обойму 7 и шлипсы 6. Шлипсы надвигаются по наклонным пазам на головку /, врезаются в колонну и фикси­руют пакер в месте установки.

При прекращении закачки клапан под действием пружины 17 открывается. Втулка 21 под действием пружины 23 переме­щается в исходное положение, при этом клапан оказывается между втулкой 21 и корпусом 16, т. е. надежно фиксируется в открытом положении.

Пакер применяют для длительного разобщения затрубного пространства скважины. Разобщение проводят с помощью двух резиновых уплотнительных манжет, одна из которых — самоуп­лотняющаяся, обеспечивающая установку пакера на необходи­мой глубине. Шлипсовый узел предохраняет пакер от переме­щения при изменениях режимов работы скважины.

Для перевода пакера в транспортное положение давление в подпакерном пространстве снимают. После этого колонну труб медленно приподнимают до полного снятия сжимающей нагрузки на пакер и распакеровки скважины. При этом штоки пакера перемещаются вверх относительно якорных устройств, уплотнительные элементы возвращаются в транспортное положение. Пакер принимает исходное положение.

Схема перемещения фиксатора.

Фиксатор перед спуском пакера в скважину устанавливается в положении I или II (см. схему).

В процессе спуска колонны труб, (при соблюдении условия H≥26 см), фиксатор будет находиться в положении I, а после навинчивания очередной трубы и обязательного, после этого, подъёма колонны труб на интервал H≥26 см, перейдёт в положение II. Затем, при спуске труб, фиксатор снова перейдёт в положение I и т. д. При этом втулка 34 вместе с фиксатором будет вращаться вправо и влево относительно штока на ¼ оборота при каждом перемещении штока вверх или вниз относительно корпусных деталей якорного устройства.

Рис. 1 Пакер ПРО-ЯДЖ-О-122.

Для установки пакера в заданном интервале колонну труб приподнимают на высоту H1 с соблюдением условия 10≤ H1 ≤ 20 см, т. е. колонну труб приподнимают не менее 10 см и не более 20 см, затем разгружают для пакеровки.

ВНИМАНИЕ: в зависимости от условий в скважине (деформация труб, кривизна ствола скважины), минимальное или максимальное значение перемещения колонны труб вверх может быть больше вышеуказанных значений и практически эту величину определяют опытным путём. Поэтому, если при первом перемещении труб вниз пакер не удаётся установить, то в дальнейшем колонну труб снова приподнимают на величину, превышающую прежнее значение H, например, при второй попытке высоту при подъёме труб H доводят до 15 см и снова проводят разгрузку колонны. В дальнейшем операция повторяется с постепенным увеличением значения H на 5-7 см. Допускается повторение всего процесса установки пакера, начиная с минимального значения H.

При перемещении нижней части колонны труб и штоков пакера относительно корпуса нижнего якорного устройства, с соблюдением условия 10см ≤ H1 ≤ 20 см (в среднем H1 = 15 см), фиксатор перемещается из положения I в положение III, затем, при разгрузке инструмента, переходит в положение IV.

При разгрузке инструмента, когда фиксатор перемещается в положение IV, штоки с уплотнительными элементами перемещаются вниз относительно корпусных деталей нижнего якоря. Конус, соприкасаясь с плашками, сжимая пружины, переместит плашки в радиальном направлении до зацепления со стенками обсадной колонны. Уплотнительные элементы, увеличиваясь до диаметра скважины, герметизируют подпакерную зону. При дальнейшем движении вниз штоков и определённом значении осевой сжимающей нагрузки, создаваемой весом НКТ, произойдёт срабатывание механизма регулятора нагрузки и заякоривание верхнего механического якоря.

Срабатывание механизма происходит в следующей последовательности. Нижний выступ штока, имеющий конусную поверхность, при движении штоков вниз переместит в радиальном направлении разрезной конус до соприкосновения с плашками верхнего механического якоря. Разрезной конус подпружинен определённым осевым усилием в кожухе через конический упор пружиной, состоящей из комплекта тарированных колец 11, 12 и регулировочной шайбы 13. При дальнейшем движении штоков вниз и рекомендуемой сжимающей осевой нагрузке на пакер, плашки, взаимодействуя с разрезным конусом, раздвигаются радиально и зацепляются со стенками обсадной колонны.

Примечание – при незначительной глубине установки пакера срабатывание верхнего якорного устройства отмечается на устье скважины кратковременным резким изменением показания индикатора веса.

После создания избыточного давления под пакером основное усилие на пакер, направленное снизу вверх, воспринимается плашками верхнего якорного устройства.

В таблице 3 приведена рекомендуемая оптимальная сжимающая нагрузка при пакеровке скважины в зависимости от планируемого перепада давления на пакер, действующего из подпакерного пространства снизу вверх.

Т а б л и ц а 3 – Рекомендуемая оптимальная сжимающая нагрузка ПРО-ЯДЖ-О-122:

Допускается завышение сжимающей нагрузки дополнительно к рекомендуемой, представленной в таблице 2, с учётом потери веса труб на трение о стенки обсадной колонны.

При повторной установке пакера в скважине необходимо приподнять трубы, затем опустить их до планируемого интервала и снова провести пакеровку в вышеописанной последовательности.

При спуске, посадке и подъёме пакера подъёмное сооружение скважины должно быть оборудовано исправным индикатором веса. ЗАПРЕЩАЕТСЯ проталкивать пакер при спуске путём нагружения весом колонны труб, а также разружать вес колонны труб через пакер на забой.

При перерывах в спуско-подъёмных операциях затрубное пространство и внутренняя полость колонны НКТ должны быть закрыты с целью исключения попадания посторонних предметов.

Скорость при спуске и подъеме пакера в скважине не более 0,25 м/с, а при прохождении пакера или другого оборудования установленного ниже пакера через интервалы изменения внутренних диаметров эксплуатационной колонны скорость спуска и подъема пакера в скважине не более 0,1 м/с.

В случае опрессовки колонны НКТ на внутреннее давление, превышающее 10 МПа (100 кгс/см2), установка клапанного устройства (седла) допускается только выше пакера.

Во избежание обрыва труб, при снятии пакера с места установки, давления в трубах НКТ и межтрубном пространстве должны быть выровнены, сила натяжения колонны НКТ должна повышаться плавно, без рывков. Подъём пакера начинать после возврата уплотнительных элементов в состояние, не мешающее подъему пакера.

Пакер с нижним механическим и верхним гидравлическим якорем механической (осевой или поворотной) установки ПРО-ЯМО2-ЯГ1(М)-122

— пакер механический, осевой установки, совмещенный с гидравлическим якорем.

Пакер обеспечивает герметизацию эксплуатационной колонны при перепаде давления на него до 100 МПа и применяется в скважинах с максимальной темпе­ра­ту­рой рабочей среды до плюс 100 °С.

По отдельному заказу пакер изготовляется в термостойком исполнении (температура рабочей среды до плюс 150 ˚С).

Пример структуры обозначения пакера на рабочую температуру до 150˚С:

ПРО-ЯМО2-ЯГ1(М) — 122 — Т

Назначение и основные разновидности паке­ров

Пакерпредназначен для разобщения отдель­ных участков ствола скважины с целью:

— Подачи изоляционного реагента, кислоты в заранее выбранный интервал

— Проведение 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.

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.

В зависимости от направления действую­щих усилий различают пакеры следующих типов:

— ПВ – перепад давлений направлен вверх

— ПН – перепад давлений направлен вниз

— ПД – перепад давлений направлен как вниз, так и вверх.

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.

Шифр пакеров означает: буквенная часть – тип пакера (ПВ, ПН, ПД), способ посадки и освобождения (Г – гидравлический, М – меха­нический, ГМ – гидромеханический) и наличие якорного устройства (буква – Я); цифра перед буквами – номер модели; первое число после букв – наружный диаметр, мм; второе число – максимальное рабочее давление; последняя буква и цифра – сероводородостойкое испол­нение (К2).

Пакер ПВ-М (уплотнительные элементы рези­новые) применяют при проведении ре­монтных работ и при обработках призабойной зоны пла­ста. При спуске пакера в скважину шлипсы фиксируются в нижнем положении, для их освобождения необходимо вращение подвески НКТ по часовой стрелке на ¼ обо­рота. При дальнейшем спуске труб шлипсы упираются в экс.колонну, и происходит уплот­нение резино­вого элемента пакера. Для осво­бождения па­кера создают растягивающую на­грузку.

Шлипсовый пакер ПНМШ состоит из го­ловки, штока, фонаря, двух резиновых манжет, огра­ничителя и опорного кольца. Уплотнение ман­жет осуществляется под действием веса НКТ при опоре конуса на шлипсы пакера. Для уста­новки пакера его приподнимают на 0,3 -0,5 м с последующим поворотом труб вправо на 1 – 1,5 оборота. Пакер поднимают на поверх­ность через 2 часа после снижения давления под ним.

Пакер гидравлический самоуплотняющийся ПНГС состоит головки, штока, фонаря, двух резиновых манжет, ограничителя и опорного кольца. Уплотнение резиновых манжет осуще­ствляется за счет давления жидкости.

Пакер гидравлический ПНГК состоит из го­ловки, опорного кольца, ограничителя, верх­ней ограничительной манжеты, гидравличе­ской манжеты, фонаря и клапана. Уплотнение гид­равлической манжеты осуществляется за счет давления жидкости при ГРП.

Промежуточный гидромеханический пакер ППГМ – 1 предназначен для разобщения двух участков экс.колонну при обычной или раз­дельной эксплуатации скважин. Он состоит из уплотнительного, заякоривающего, клапанного устройств и гидропривода. После спуска па­кера в скважину для сжатия уплотнительных манжет, проходное отверстие пакера перекры­вается сбрасываемым шариком. В колонне НКТ создается давление, винты (пины) среза­ются, поршень передвигает плашки по конусу и пакер с помощью якоря укрепляется в экс.колонне. Отсутствие необходимости вра­щения колонны НКТ позволяет применять этот пакер в глубоких и наклонных скважинах.

Пакер КПИ 5 – 500 предназначен для мно­го­кратных операций по обработке ПЗП без подъ­ема оборудования, а так же для одновре­менно-раздельного закачивания воды в пласт. После спуска пакера в скважину на НКТ в них созда­ются избыточное давление и шлипсы якоря входят в зацепление со стенками экс.колонны. Под действием веса колонны НКТ уплотни­тельные манжеты герметизируют интервал обработки, удерживаясь фиксатором в рабочем положении.

Прежде чем спустить пакер в скважину, необ­ходимо обследовать колонну конусной печа­тью и установить проходимость шаблоном с устья до верхних отверстий фильтра. Длина размер шаблона должна быть несколько больше существующего размера пакера.

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:

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:

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.