Пакер в скважине что это такое

Что такое инъекционный пакер его назначение - СамСтрой

Для проведения гидроизоляционных работ принято использовать такой инструмент, под названием пакер инъекционный. Данное устройство предназначено для гидроизоляции сооружений, выполненных из бетона, железобетона, а также каменной и кирпичной кладки. При помощи пакера обеспечивается изменение эксплуатационных свойства объекта путем улучшения химических и физических параметров структуры используемых материалов.

Особенности применения

Инъекционные пакеры предназначены для обеспечения герметизации различных участков конструкций в процессе строительства, бурения скважин и т.д. Такие инструменты также используются с целью инъектирования трещин в сооружениях из бетона, камня или кирпича. Пакеры могут использоваться и в целях инъектирования полимерных составов.

Классификация

Инъекционные пакеры классифицируются по таким показателям: материалу изготовления и методу креплению. В соответствии с первым показателем, существуют металлические и пластиковые модели. Пакеры из металла предназначены для инъектирования в бетонные, кирпичные, каменные и железобетонные конструкции при давлении до 250 бар. Инъектирование бетона может происходить и при меньшем уровнем давления. Для этого, как правило, применяются пакеры из пластика.

В соответствии со методом крепления, это устройство может быть наклеиваемым или разжимным. В первом случае используется исключительно ручное крепление. Во втором случае для крепления доступна возможность применения гайковерта.

Преимущества

Востребованность этого инструмента обусловлена следующими причинами:

Пакеры обеспечивают моментальную гидроизоляцию и герметизацию различных поверхностей.
Применение данного оборудования позволяет сохранить целостность конструкции без нарушения его внешнего вида.
Инъекционные пакеры можно использовать для восстановления даже труднодоступных участков сооружения.
Применение этого инструмента позволяет отказаться от необходимости использования спецтехники для земляных работ.
Пакеры могут использоваться круглогодично.

В завершение стоит добавить, что составы, предназначенные для инъектирование трещин в бетон и кирпичную кладку, должны соответствовать ряду строгих требований. Они должны отличаться стойкостью к коррозии, пониженной вязкостью, а также высоким уровнем адгезии и проникающей способности.

samstroy.com

Пакеры надувные Geopro для скважин

Компания Экзостра является официальным эксклюзивным дилером завода Geopro S.A. (Бельгия), производителя надувных пакеров BIMBAR и сопутствующего цементационного, геологического оборудования.

Мы поставляем полный спектр многоразовых надувных пакеров номинальными диаметрами от 24 мм до 290мм. Все надувные элементы пакеров, изготовленных по технологии BIMBAR, армированы несколькими слоями стальной проволоки, вделанной в натуральный каучук.

На складе в Москве всегда имеет запас одинарных и двойных стандартных пакеров диаметрами 28, 42, 56, 72, 85, 102 мм, гидрогеологические пакеры HQ, а также насосы для раздувания, инъекционные рукава, рукава для раздувания пакеров, системы дистанционного сдувания пакеров, отдельные запасные части для пакеров и насосов.

Наиболее типичные области применения пакеров:

На данной странице наиболее полный перечень типов пакеров Geopro для решения различных задач. В случае, если вы не нашли необходимую вам конфигурацию пакера, просим обращаться к нам по любым удобным вам контактам.

Обзор стандартных пакеров Geopro в рабочей обстановке:

Фотографии с объектов:

Не надутый пакер помещается в пробуренную скважину. Затем он заполняется нейтральным газом или жидкостью через нагнетательный канал. При этом нужная секция скважины изолируется, давая возможность проводить на этом участке гидрологические испытания или закачивание цементного раствора.

Благодаря своей модульной конструкции все пакеры Geopro надежны и просты в использовании. Надувные элементы можно заменять в полевых условиях, а одинарные пакеры с легкостью объединяются в сдвоенные.

Стандартные пакеры бывают двух типов:

двойной - для манжетной цементации
одинарный - для восходящей цементации/смолизации

Надувные элементы произведены из натурального каучука по технологии Bimbar и армированы двумя слоями стального корда. Надувные элементы могут иметь различную длину 300, 500 и 1000 мм.

Для цементации в обсадной трубе рекомендуется использование 300 мм, 500 мм надувных элементов. В свою очередь в открытых не обсаженных скважинах рекомендуется использование более длинных надувных элементов 500 мм, 1000 мм.

Помимо стандартной линейки пакеров Geopro технические специалисты завода Geopro постоянно разрабатывают новые типы пакеров и связанные с ними системы, тесно сотрудничая с клиентами в целях оптимального удовлетворения их потребностей.

Полные комплекты оборудования

Для гарантии совместимости всех элементов системы и узлов компания мы поставляем готовые комплекты оборудования. Комплекты включают следующие компоненты:

Надувные пакеры
Рукава для раздувания пакеров
Насосы для раздувания пакера
Рукава для цементации или работы с водой из скважины
Канаты и считывающие устройства
и т.д.

Для подбора необходимого типа пакера и его корректного использования рекомендуем также ознакомиться с документами расположенным на странице Скачать документы в разделе "Geopro S.A."

ВАЖНО!
Перед применением данного оборудования оператору необходимо в обязательном порядке ознакомиться с инструкцией по пользованию пакером, доступной к скачиванию на этой странице, и общей техникой безопасности.

Примечание: пакеры не предназначены для использования в нефтегазовых скважинах.

exostra.ru

Пакер для скважины

Изобретение относится к пакерующим устройствам для герметизации межтрубного или заколонного пространства скважин. Пакер для скважины включает корпус с помещенным на нем уплотнительным элементом, узел пакеровки уплотнительного элемента механического действия, узел допакеровки уплотнительного элемента гидромеханического действия. Узел пакеровки находится выше уплотнительного элемента. Узел допакеровки помещен ниже уплотнительного элемента и выполнен с возможностью его срабатывания при снижении гидростатического давления в скважине при освоении и/или эксплуатации скважины до заданной величины. При этом во время допакеровки уплотнительного элемента обеспечена возможность контроля герметичности уплотнительного элемента и регулирования степени снижения гидростатического давления в скважине. Изобретение обеспечивает повышение надежности работы пакера за счет возможности перевода его в рабочее положение нагрузками, действующими в процессе освоения и/или эксплуатации скважины. 3 ил.

Изобретение относится к строительству и эксплуатации нефтяных и газовых скважин и, в частности, к пакерующим устройствам для герметизации межтрубного или заколонного пространства скважин.

Известен пакер для скважины, включающий корпус с установленным на нем уплотнительным элементом и клин-толкатель, размещенный в корпусе с возможностью осевого перемещения и деформирования уплотнительного элемента при создании внутри полости корпуса избыточного давления (см., например, RU 2118442, 25.06.1997).

Недостатком известного устройства является его ограниченная возможность по перекрытию и герметизации больших зазоров межтрубного пространства обсадной колонны или открытого ствола скважины. Недостатком этого устройства является также недостаточная его герметизирующая способность в обсадных колоннах с изношенной внутренней поверхностью, что существенно ограничивает область его применения. Кроме того, трудность установления соотношения необходимой, заранее задаваемой, степени деформации эластичного материала уплотнительного элемента для увеличенных зазоров скважины и реальных, трудно поддающихся точному прогнозу рабочих нагрузок в этой скважине ведет, зачастую, к тому, что уплотнительный элемент либо недогружен в действительности и потому не обеспечивает необходимую герметичность, либо перегружен из-за избыточной степени увеличения предельных нагрузок (избыточного запаса на предварительной стадии проектирования) и непреднамеренно длительного действия предельных нагрузок, ведущих к усталости материала уплотнительного элемента. Негативные результаты установки пакера - отсутствие необходимой его герметичности - требует повторного осуществления операции с долговременными операциями по исключению негативных последствий предшествующей операции.

Техническим результатом настоящего изобретения является повышение надежности работы пакера за счет возможности перевода его в рабочее положение реальными нагрузками, действующими в процессе освоения и/или эксплуатации скважины.

Необходимый технический результат достигается тем, что пакер для скважины включает корпус с помещенным на нем уплотнительным элементом, узел пакеровки уплотнительного элемента механического действия, помещенный выше уплотнительного элемента, и узел допакеровки уплотнительного элемента гидромеханического действия, помещенный ниже уплотнительного элемента, выполненный с возможностью его срабатывания при снижении гидростатического давления в скважине при освоении и/или эксплуатации скважины до заданной величины, при этом во время допакеровки уплотнительного элемента обеспечена возможность контроля герметичности уплотнительного элемента и регулирования степени снижения гидростатического давления в скважине.

Сущность изобретения заключается в том, что обеспечение герметичности пакера в открытом стволе или в колонне с изношенной поверхностью является одной из проблемных трудно разрешимых задач. Все известные решения предусматривают предварительный, на стадии проектирования, выбор усилия пакеровки, одного из основных параметров, задающего необходимую степень герметичности пакера. Результат зависит от степени соответствия проектного параметра реальным скважинным условиям. При несоответствии отмеченного параметра скважинным условиям и невозможности своевременно вмешаться в этот процесс происходят осложнения в скважинах, ликвидация которых, долговременная и трудозатратная, резко снижает эффективность работ в скважине. Изобретение обеспечивает возможность пакерования в две стадии. Первая - предварительная стадия - предусматривает первичное перекрытие кольцевого пространства, создание основы для второй стадии и оценку герметичности первой стадии в зависимости от нагрузок на уплотнительный элемент.Вторая стадия - допакеровка - предусматривает передачу нагрузки на пакер в строго заданное время - непосредственно во время освоения и/или эксплуатации скважины. Уплотнительный элемент пакера не испытывает длительных предельных нагрузок в простаивающей скважине, ведущих к усталостному износу. Принятую депрессию при освоении и/или эксплуатации скважины используют в качестве рабочего приводного усилия пакерования. При этом в процессе допакеровки уплотнительного элемента предусмотрена возможность контроля герметичности пакера и регулирования степени снижения гидростатического давления в скважине.

На фиг.1 в качестве примера представлен пакер в транспортном положении, на фиг.2 - приведенный в действие пакер при его испытании на герметичность созданием избыточного давления в колонне, на фиг.3 - при его испытании путем снижения гидростатического давления в скважине - уровня жидкости в колонне.

Пакер для скважины (фиг.1) включает транспортировочную колонну 1, составной корпус 2, на наружной поверхности которого выполнены верхние 3 и нижние 4 упорные канавки, кольцевые канавки 5 и 6 и радиальное отверстие 7. На корпусе 2 установлен уплотнительный элемент 8 с торцевой зашитой 9, верхняя 10 и нижняя 11 упорные втулки, взаимодействующие с фиксаторами конечного положения 12 и 13, на внутренней поверхности которых выполнены кольцевые выступы 14 и 15, взаимодействующие с упорными канавками 3 и 4. На корпусе 2 установлена нажимная воронка 16. Она зафиксирована посредством винта 17. Упомянутые выше позиции 3, 5, 9, 10, 12, 14, 16, 17 относятся к узлу пакеровки механического действия, который обеспечивает первую стадию пакерования. Он размещен выше уплотнительного элемента 8. На корпусе 2 под уплотнительным элементом 8 установлен узел допакеровки, характеризующий вторую стадию пакерования. Узел допакеровки состоит из закрепленной на корпусе посредством срезного винта 18 втулки 19, толкателя 20, неподвижно установленного посредством штифа 21 упорного кольца 22. При этом втулка 19, толкатель 20 и упорное кольцо 22 образуют с корпусом 2 кольцевую камеру 23. Необходимая герметичность устройства обеспечена уплотнительными кольцами 24. Позиция 25 отмечает внутреннюю поверхность предыдущей колонны. Уплотнительный элемент 8 может быть выполнен в виде верхней и нижней манжеты с проставочным кольцом 26 между ними.

В результате моделирования на стенде была установлена возможность увеличения степени герметизации кольцевого зазора при условии, если конусность (угол с вертикалью со стороны оси устройства) верхней и нижней частей проставочного кольца выполнена разной.

Спуск в скважину колонны с предлагаемым устройством осуществляют на транспортировочной колонне 1.

После спуска колонны производят ее «заякоривание», т.е. подвеску в предыдущей колонне и отсоединение от транспортировочной колонны. Отсоединение от транспортировочной колонны производят, например, гидравлически, путем создания расчетного избыточного давления, или механически - путем отворота. Узел якоря и узел разъединения на чертежах условно не показаны.

После закачки расчетного объема тампонажного раствора производят подъем транспортировочной колонны до ее выхода из нажимной воронки 16, срез, т.е. вымыв надпакерной порции тампонажного раствора.

На последней трубе транспортировочной колонны установлены заневолепные упорные кулачки (на чертежах условно не показаны), которые при подъеме упомянутой колонны автоматически устанавливаются в рабочее положение. После «срезки» надпакерной порции тампонажного раствора транспортировочную колонну разгружают, и упорные кулачки, взаимодействуя с торцевой частью нажимной воронки 16 воронки, деформируют уплотнительный элемент 8, прижимая его к внутренней поверхности предыдущей колонны 25. При этом верхняя упорная втулка 10 и фиксатор 12 удерживают уплотнительный элемент 8 в рабочем положении (фиг.2). На этом первая - предварительная стадия первичного перекрытия кольцевого пространства с помощью пакера завершена. Предварительная оценка герметичности уплотнительного элемента 8 пакера может быть определена путем создания кратковременного избыточного давления в колонне с устья скважины (по установленным правилам опрессовки), в надпакерной зоне. После снятия избыточного давления пакер находится в равновесном состоянии до завершения всех необходимых операций, в том числе всех исследований. Затем осуществляют вызов притока в скважину (пробную эксплуатацию) - подготовку к штатной эксплуатации путем снижения гидростатического давления в скважине - снижения уровня жидкости в колонне, которое ведет к созданию избыточного давления в подпакерной зоне (фиг.3). При снижении уровня жидкости в колонне до рабочего создается ситуация, когда давление в подпакерной зоне значительно превышает давление в надпакерной зоне (см. фиг.3). В таком случае под действием большего давления в подпакерной зоне (затрубного давления) разрушается срезной винт 18 и толкатель 20, перемещаясь, дополнительно деформирует уплотнительный элемент 8, т.е. осуществляет его допакеровку рабочим давлением (перепадом давлений), характеризующим предварительную (пробную) стадию эксплуатации - вызова притока или собственно эксплуатацию и, тем самым, автоматически повышает его герметизирующую способность. Предусмотрена возможность контроля герметизирующей способности пакера при его допакеровке непосредственно при рабочем давлении, например, установкой датчика давления в зоне пакера. Предусмотрена также возможность регулирования - изменения величины гидростатического давления, например, для надежности срабатывания узла допакеровки при отсутствии герметичности пакера и обеспечения при этом требуемого перепада давления. Эта возможность может быть обеспечена, например, наличием системы откачки (снижения уровня жидкости) из пространства за транспортировочной колонной. При определенном - достигнутом перепаде давления упорная втулка 11 и фиксатор 13 удерживают уплотнительный элемент 8 в рабочем допакерованном положении.

Предлагаемое устройство может быть широко использовано и в нецементируемых скважинах, где к герметичности пакера предъявлены повышенные требования.

Пакер для скважины, включающий корпус с помещенным на нем уплотнительным элементом, узел пакеровки уплотнительного элемента механического действия, помещенный выше уплотнительного элемента, и узел допакеровки уплотнительного элемента гидромеханического действия, помещенный ниже уплотнительного элемента, выполненный с возможностью его срабатывания при снижении гидростатического давления в скважине при освоении и/или эксплуатации скважины до заданной величины, при этом во время допакеровки уплотнительного элемента обеспечена возможность контроля герметичности уплотнительного элемента и регулирования степени снижения гидростатического давления в скважине.

findpatent.ru

пакер для скважины - это... Что такое пакер для скважины?

пакер для скважины: Sakhalin energy glossary: multiple string packer

пакер для скважин, эксплуатирующихся тепловыми методами
пакер для создания гравийного фильтра

Смотреть что такое "пакер для скважины" в других словарях:

пакер для избирательного заканчивания ствола скважины — — [http://slovarionline.ru/anglo russkiy slovar neftegazovoy promyishlennosti/] Тематики нефтегазовая промышленность EN selective completion packer … Справочник технического переводчика
пакер — 3.29 пакер: Уплотняющее устройство в виде расширяющейся камеры, препятствующее выбросу смеси по скважине при ее нагнетании в зону заделки анкера. Источник … Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации
Пакер — (англ. packer уплотнитель, от pack упаковывать, уплотнять) приспособление в буровой скважине для перекрытия и герметизации отдельных зон скважин (нефтяных, газовых, водяных, геологоразведочных). Впервые П. предложены в конце 19 в.… … Большая советская энциклопедия
Пакер, или сальник — ► packer, cake, collar, gland, seal Уплотняющее приспособление в буровой скважине, предназначенное для разобщения друг от друга различных частей кольцевого пространства ствола скважины. Пакер позволяет проводить раздельное испытание различных… … Нефтегазовая микроэнциклопедия
ПАКЕР — (англ. packer, от pack упаковывать, заполнять, уплотнять) устройство для разобщения пластов в скважине при их раздельной эксплуатации. Спускается в неё на трубах. Имеет резиновую кольцевую манжету, к рая при нажиме колонны труб расширяется и… … Большой энциклопедический политехнический словарь
Одновременно-раздельная эксплуатация скважины — (a. multi level oil and gas recovery; н. Mehrzonenforderung aus einer Sonde; ф. exploitation des puits а partir de deux horizons productifs; и. explotacion de pozos simultaneomente dividida, explotaciуon de sondeo simultaneomente… … Геологическая энциклопедия
ГОСТ Р 51365-2009: Нефтяная и газовая промышленность. Оборудование для бурения и добычи. Оборудование устья скважины и фонтанное устьевое оборудование. Общие технические требования — Терминология ГОСТ Р 51365 2009: Нефтяная и газовая промышленность. Оборудование для бурения и добычи. Оборудование устья скважины и фонтанное устьевое оборудование. Общие технические требования оригинал документа: 3.1 адаптер: Конструктивный… … Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации
НЕФТЬ И ГАЗ — См. также ХИМИЯ И МЕТОДЫ ПЕРЕРАБОТКИ НЕФТИ; НЕФТЕХИМИЧЕСКИЕ ПРОДУКТЫ. НЕФТЬ Сырая нефть природная легко воспламеняющаяся жидкость, которая находится в глубоких осадочных отложениях и хорошо известна благодаря ее использованию в качестве топлива и … Энциклопедия Кольера
Опробование пластов — (a. testing of producing horizon, seam testing; н. Forderhorizonttest; ф. essai des horizons productifs, test des niveaux productids; и. invegastion de propiedades de niveles productivos, estudio de propiedades de niveles productivos,… … Геологическая энциклопедия
Компрессорная добыча нефти — способ подъёма нефти из пласта на поверхность за счёт энергии сжатого природного газа или воздуха, подаваемого от компрессора в скважину. Отсюда название способа. Установка для осуществления этого способа называется Газлифт (при воздухе… … Большая советская энциклопедия
Разработка газовых месторождений — (a. development of gas field, exploitation of gas field; н. Erdgaslagerstattenabbau; ф. exploitation des gisements de gaz; и. explotacion de yacimientos de gas) комплекс работ по извлечению природного газа из пласта коллектора. Под… … Геологическая энциклопедия

universal_ru_en.academic.ru

Пластиковый пакер - преимущество компании БИИКС

09.09.2016

Сегодня в нашей публикации речь пойдёт об очередном преимуществе компании БИИКС – о пакере.

Начнём с того, что все буровые компании предлагают дополнительную обсадку скважины пластиковой трубой. Есть масса вариаций, но в общем их можно разделить на две: пластиком обсаживается вся скважина или только ее часть.

Но начнем с того, что Вы должны понимать - дополнительная обсадка скважины пластиком состав воды не меняет. К сожалению, многие считают, что если поставить пластик, будет меньше железа. Но железо в воде не из-за того, что основная обсадка скважины металлическая – это просто такой химический состав воды. Увы, во всем Подмосковье превышения по железу и жесткости, часто вода пахнет тухлыми яйцами (сероводородом). Это все норма для Московской области. Помогут только фильтры!

А для чего же нужен тогда пластик? Для увеличения срока эксплуатации скважины! Когда стальная часть трубы проржавеет через 10/15/20 лет, пластик будет держать основной ствол и не допускать перетоки и грязную воду с глиной в водозабор. Но должен быть правильно установлен пакер (гидрозатвор)!

Мы перешли к главному! Большинство компаний даже не слышало и не знает, что такое пакер! Они просто опускают пластиковую трубу в стальную, и она там болтается, как карандаш в стакане, очень часто просто всплывает. Не важно обсаживается скважина полностью или только ее часть. Проблема в правильном креплении пластиковой трубы!

В некоторых компаниях, по глупости, говорят, что они «цементируют», но ведь цемент к пластику не прилипает. В других пытаются наматывать веревки или ставить резиновый уплотнитель. Но это не работает, т.к. при опуске в скважину все сдирается на стыках и швах.

Что же делать? Нужен какой-то способ крепления. В компании БИИКС придумали такой механизм! Идея была взята у пластиковой пробки из-под шампанского. Аналогично ей, пластиковый пакер крепко затыкает пространство между пластиковой и стальной трубами и предотвращает любые перетоки, когда основное тело трубы начинает ржаветь. Особенность конструкции ребер (ресниц) пакера такова, что они не стираются на стыках и швах, а амортизируют и продолжают работать даже после нескольких десятков спусков и подъемов.

Мы подходим к еще одному важному моменту - когда стальная труба проржавеет, что будет с тем куском трубы, где установлен пакер, он же тоже проржавеет? В БИИКС и это предусмотрели! В то место, где будет установлен пакер, сажается стальная 5-ти миллиметровая цельнотянутая труба марки Сталь20. Почему и для чего? Потому что скорость коррозии такой трубы в грунте самая маленькая и при самом плохом раскладе достигает 0,1 мм в год. Это значит, что участок, в котором установлен пластиковый пакер прослужит 50 лет.

Таким образом, пластиковый пакер предотвращает перетоки и значительно продлевает срок службы скважины. Единственная компания, которая устанавливает его в участок цельнотянутой трубы – БИИКС. К слову, совершенно бесплатно!

Заказать скважину с пакером →

www.biiks.ru