Извлечение - пакер
Cтраница 2
Отложения парафина на насосных трубах не были обнаружены, а на обсадной колонне они были столь незначительны, что не мешали извлечению пакеров. [16]
 |
Техническая характеристика скважинных камер. [17] |
Максимальную допустимую глубину спуска подъемной колонны определяют из условия обеспечения необходимого запаса ее прочности при растягивающих нагрузках от собственного веса насосно-компрессорных труб и усилий при посадке и извлечении пакера. [18]
Максимальную допустимую глубину спуска подъемной колонны определяют из условия обеспечения необходимого запаса ее прочности при растягивающих нагрузках, возникающих от собственного веса колонны и усилий при посадке и извлечении пакера. [19]
Конструкция пакера позволяет посадку пакера после монтажа устьевого оборудования, замещение до посадки пакера тяжелой жидкости легкой, самоуплотнение и дополнительное заякоривание под действием односторонней нагрузки, промывку надпакерной зоны перед извлечением пакера, нахождение подъемных труб ( при эксплуатации пакера) в натянутом и разгруженном состоянии. [20]
Поэтому одним из важных путей повышения техники безопасности и улучшения технико-экономических показателей работы скважин, переведенных на раздельную эксплуатацию, следует считать разработку технологии ведения ремонтных работ на скважине без глушения фонтанирующего пласта и извлечения пакера. [21]
Пакеры ( разобщители) 18, 20 ( см. рис. 16) состоят из уплотняющих резиновых манжет, гидравлического или механического привода для сжатия манжет, фиксирующего устройства, клапана гидропривода, узла отсоединения и извлечения пакера. [22]
Покеры ( разобщители) 1В, 20 ( см, рис. 16 состоят из уплотняющих резиновых манжет, гидравлического или механического привода для сжатия манжет, фиксирующего устройства, клапана гидропривода, узла отсоединения и извлечения пакера. [23]
В установках типа УГП применяют два пакера: однопроходной типа ПН-ЯГМ ( ГШГМ1) для разобщения нижнего пласта с верхним и двухпроходной типа ПД2 - ЯГ для защиты эксплуатационной колонны от вредного воздействия газа. Независимое извлечение пакеров осуществляется с помощью разъединителя типа РК. [25]
В установках типа УГП используют два пакера: однопроходной типа ПН-ЯГМ ( ППГМ1) для разобщения нижнего пласта с верхним и двухпроходной типа ПД2 - ЯГ для защиты эксплуатационной колонны от воздействия газа. Независимое извлечение пакеров обеспечивается разъединителем колонн типа РК. В установках типов УГП и УГ для предотвращения поглощения жидкости пластом в период освоения и глушения скважин служат шариковые клапаны. [26]
Во ВНИИГазе производится гидравлический пакер типа ПГ ( ПГ-118-50 и ПГ-140-50), технической особенностью которого является использование патентованной системы с запорным храповым механизмом и сдвоенными плунжерами. Такое конструктивное решение впервые дает возможность осуществить посадку и извлечение пакера гидравлическим способом без вращения или осевого перемещения колонны НКТ в месте установки пакера, что позволяет спускать в скважину одновременно два или более пакера. [27]
При применении такой системы [57] нижний пакер ( съемный или разбуриваемый) устанавливается между продуктивными пластами, а верхний опускается на колонне, предназначенной для эксплуатации нижнего пласта, и устанавливается над верхним пластом. Колонна труб, предназначенных для эксплуатации верхнего горизонта, устанавливается в верхнем пакере, причем последующий подъем колонны не требует извлечения пакера. Конструкции с параллельными колоннами встречаются различных типов. При этом для направления продукции нижнего пласта в любую колонну труб применяется специальная распределительная труба. [28]
К недостаткам метода следует отнести и возможность попадания в пласт бурового раствора. Однако при использовании пакера для закачки кислоты при высоких давлениях попадание раствора в пласт не исключается, так как перед извлечением пакера в скважину нагнетают буровой раствор, часть которого может быть поглощена пластом. [29]
Однако осуществление этих решений задерживается из-за отсутствия надежной технологии и оборудования для извлечения из скважин комплексов подземного оборудования, так как извлечь длительное время проработавший в скважине пакер практически невозможно. Для извлечения отечественных комплексов подземного оборудования КО 219 / 168 - 140 ОАО [ Саратовгазприборавтоматика) требуются специальные инструменты повышенной грузоподъемности, а для извлечения пакеров SAB зарубежного производства ( Baker Oil Tools, lnc J необходим специальный фрезерный инструмент для разбури-вания пакера, закупаемый по импорту. [30]
Страницы: 1 2 3