3.6.2 Пакери, якори і роз’єднувачі колон

Пакер (роздiлювач) призначений для роздiлення просторiв експлуатацiй­ної колони (чи окремих пластiв мiж собою) та захисту її вiд дiї високого тиску або вiд дiї пласта (високий тиск, корозiйне середовище).

Пакери призначені для роз’єднання окремих ділянок стовбура свердло­вини з метою:

подавання ізоляційного реагенту, кислоти в заздалегідь вибраний інтервал;

проведення гідравлічного розриву пласта для запобігання пошкодження експлуатаційної колони;

ізоляції негерметичності (дефекту) експлуатаційної колони;

одночасно-роздільного нагнітання рідини та одночасно-роздільного видобування нафти і газу;

пошуку інтервалу (глибини) негерметичності експлуатаційної колони шляхом її поінтервального опресовування.

Основними елементами пакера є ущiльнюючий вузол та заякорюючий пристрiй.

Ущiльнення (герметичне роздiлення) в бiльшостi здiйснюється гумовим елементом, який під час стискання розширюється в дiаметрi та герметизує простiр мiж експлуатацiйною колоною. Пiдбором дiаметра пакера повинен бути забезпечений оптимальний зазор мiж пакером i стiнкою експлуатацiйної колони труб, що дає змогу пiдвищити надiйнiсть герметизацiї.

Пакер опускають у свердловину на колонi труб. Пiсля встановлення пакера (посадки, герметизацiї) в робочому станi на нього дiє перепад тиску, який створює зусилля, що може призвести до змiщення пакера вздовж експлуатацiйної колони та його розгерметизацiї. Для запобiгання цього пакер повинен мати заякорюючий пристрiй (якiр). Якір своїми плашками врiзається в стiнку експлуатацiйної колони i втримує пакер вiд перемiщення.

Пакери мають прохiдний повздовжнiй отвiр, що забезпечує безперешкод­не опускання iнструменту та обладнання на вибiй.

Пакери класифiкують за такими ознаками:

1) за напрямом сприйняття перепаду тиску розрiзняють:

ПВ – пакер, який сприймає зусилля вiд перепаду тиску, що дiє вверх;

ПН – те ж, що дiє вниз;

ПД – те ж, що дiє або вверх, або вниз;

2) за способом посадки – гiдравлiчнi Г, механiчнi М, гiдромеханiчнi ГМ;

3) за наявнiстю якоря Я (якори в основному застосовуються з пакерами типiв ПВ i ПН).

За способом встановлення у свердловині пакери підрозділяють на пакери з опорою на вибої і без опори. До низу пакерів з опорою на вибої під’єднують труби (“хвостовики”), від довжини яких залежить глибина встановлення пакера. Конструкція цих пакерів найбільш проста і надійна, однак наявність “хвостовика” збільшує можливість їх прихоплення.

Пакери без опори на вибої можна встановлювати на будь-якій глибині свердловини.

За способом створення сил, які деформують ущільнюючий елемент, пакери підрозділяють на механічні (ущільнення проходить під дією ваги колони труб) і гідравлічні (ущільнення проходить за рахунок перепаду тиску зверху і знизу пакера). Механічні пакери більш прості за конструкцією, однак ваги труби не завжди достатньо для ущільнення (наприклад, за невеликої глибини їх встановлення). Гідравлічні пакери здатні сприймати великі перепади тиску (до 50МПа), але складні за конструкцією.

У залежностi вiд середовища, в якому використовуються пакери, перед­бачено виконання пакерiв: К1 – вуглекислотостiйке; К2 i К3 – сiрководнево­стiйке (вмiст H₂S i CO₂ вiдповiдно 6 i 25%); Т – термостiйке.

Приклади умовного позначення пакерiв: ПН-ЯМ-150-500; 1ПД-Я-136-500К2, де Я – наявнiсть якiрного пристрою; М, Г – спосiб посадки i звiльнення пакера; цифра перед буквами – номер моделi; перше число пiсля букв – дiаметр пакера (в мiлiметрах); друге число – максимальний перед тиску, який сприймає пакер (10^-1 МПа); К2 – сiрководневостiйке виконання.

Пакери типу ПД можуть залишатися у свердловинi та виконувати свої функцiї i без колони труб, яку витягують пiсля посадки пакера. Для вiд’єднання колони труб використовують роз’єднувачi колон, якi встановлюють над паке­ром. Для роз’єднання i з’єднання роз`єднувачiв використовують iнструмент канатної технiки.

Для пiдготовки стiнок експлуатацiйної колони пiд посадку пакера та якоря з метою забезпечення їх надiйної роботи застосовують свердловиннi iнструменти (шкребки i колонний iнструмент 2НК).

Пакери застосовують під час експлуатацiї свердловин i здiйснення ремонтних робiт (гiдророзрив, кислотнi оброблення, iзоляцiйнi роботи тощо).

Пакер типу ПН-ЯМ призначений для роздiлення просторiв експлуатацiйної колони нафтових i газових свердловин i захисту її вiд дiї пласта (табл. 3.41). Пакер ПН-ЯМ складається iз ущiльнюючого пристрою, плашкового механiзму i фiксатора типу байонетного замка (рис. 3.54). Посадка пакера здiйснюється шляхом припiднімання труб, повороту на 1,5-2 оберти вправо, а вiдтак опускання труб вниз. Завдяки тертю башмакiв до стiнки експлуатацiйної колони забез­печується нерухомiсть корпусу. У процесі повороту палець ковзає по фiгурно­му пазу i опускається вниз разом iз стовбуром.

Пакер ПН-ЯГМ призначений для роздiлення просторiв експлуатацiйної колони нафтових i газових глибоких вертикальних i похилих свердловин. Вiн складається iз ущiльнюючого, заякорюючого, клапанного пристроїв та гiдро­приводу (рис. 3.55). Для посадки пакера в труби закидують кульку i створюють тиск. За тиску 10 МПа поршень штовхає плашкотримач, зрiзає гвинти, плашки насуваються на конус i, опираючись на стiнку експлуатацiйної колони, створюють упор для стиснення ущiльнюючих манжет. Пiд дiєю маси труб плашки втискуються в стiнку колони, забезпечуючи заякорювання i герме­тичнiсть розділення. Прохiдний отвiр пакера вiдкривається за пiдвищення тиску до 21 МПа. При цьому зрiзаються гвинти, а сiдло та кулька випадають. У разі пiднімання колони труб пакер звiльняється. Якщо пiдняти та повернути труби влiво на 1,5 – 2 оберти, то пакер може бути посадженим знову без витягування iз свердловини.

Рис. 3.54 – Пакер ПН-ЯМ: Зовнішній діаметр, мм: а – 150, 160, 185, 210, 236, 265; б – 118 і 136; 1 – головка; 2 – упор; 3 – манжети; 4 – конус; 5 – плашка; 6 – плашкотри­мач; 7 – циліндр; 8 – захоплювач; 9 – конус ліхтаря; 10 – башмак; 11 – замок; 12 – гайка; 13 – палець; 14 стовбур

Рис. 3.55 – Пакер типу ПН–ЯГМ: 1 – муфта; 2 – упор; 3 – манжета; 4 – стовбур;

5 – обойма; 6 – конус; 7 – шпонка; 8 – плашка; 9 – плашкотримач; 10 – ґвинт; 11 – кожух; 12 – поршень; 13 – корпус клапана; 14 – кулька; 15 – сідло;

16 – зрізний ґвинт

Таблиця 3.41 – Технічні характеристики пакерів типів ПН і ПД

Показники	ПН-ЯМ	ПН-ЯГМ	ПД-ЯГМ	1ПД-ЯГ	ПД-ЯГ	2ПД-ЯГ
Умовний діаметр експлу­атаційної колони труб за ГОСТ 632-80, що роз’єд­нується пакером, мм	140; 146	168; 178	140; 146; 168	168; 178	140	140; 146; 178; 194
Зовнішній діаметр пакера, мм	118; 136	118; 122; 136; 140; 145	118; 136	136; 140; 145	112	118; 122; 136; 140; 145; 150; 155
Робочий тиск, МПа	21	21	21	50	70	35; 50; 70
Діаметр прохідного отвору, мм	62	62 і 76	62	76	50	50; 76
Свердловинне середовище	Без агресивних компонентів				Н2S і CО2 до 10 % кожного компо­нента	Без агресив­них компо­нентів
Температура свердловинного середовища, °С	120	120	120	120	200	120
Приєднувальна різь труб за ГОСТ 633-80, мм	73	73	73 і 89	89	73	73;89 і НКТ-89
Габаритні розміри, мм:
зовнішній діаметр довжина	118-136 2170-2260	118-145 1655-1880	118-136 2000-2215	136-145 2761	112 1870	118 і 194 1835-2005
Маса, кг	55-70	46-68	70-110	122-138	75-81	83-127

Пакери 1ПД-ЯГ i 2ПД-ЯГ призначенi для роздiлення просторiв експлуа­тацiйної колони i захисту її вiд дiї тиску пласта (рис. 3.56). Вони складаються iз верхнього i нижнього якiрних пристроїв, ущiльнення, гiдроцилiндра та фiкса­тора. Посадка пакера здiйснюється шляхом створення тиску в колонi пiднімаль­них труб, при цьому попередньо прохiд перекривають кулькою,яку скидують у сiдло або в конус. Пiд дiєю тиску плашки верхнього якоря, висуваючись назов­нi, заякорюються. Гiдравлiчним шляхом здiйснюється ущiльнення i фiксацiя плашок нижнього якоря. Пакер звiльняється внаслідок натягу i пiдніманні колони труб. Прохiдний отвiр пакера вiдкривається за пiдвищення тиску в трубах i зрi­заннi гвинтiв.

Пакер ПД-ЯГМ складається iз верхнього i нижнього заякорюючих прис­троїв, ущiльнюючого i клапанного пристроїв та гiдроприводу. Пакер опуска­ють у свердловину на трубах, на сiдло скидують кульку i створюють тиск, що призводить до заякорювання. Герметичнiсть роздiлення забезпечується основ­ним навантаженням, що створюється масою труб. При цьому звiльняється прохiдний отвiр. У пакерi передбачено клапан для промивання надпакерної зони перед його витягуванням iз свердловини. Внаслідок натягу колони труб пакер звiльняється. Цей пакер можна залишити у свердловинi без пiднімальних труб. Пiдняти його можна пiсля захоплення трубовловлювачем.

Рис. 3.56 – Пакер типу ПД–ЯГ: а, б – 1ПД–ЯГ із зовнішнім діаметром 136, 140, 145 мм;

в – 2ПД–ЯГ–185-210; 1 – корпус якоря; 2 – кругла плашка; 3 – манжета;

4 – стовбур; 5 – шліпс; 6 – штовхач; 7 – циліндр; 8 – поршень; 9 – захоплювач; 10, 14, 17 і 19 – зрізні ґвинти; 11 – золотник; 12 – конус; 13 – плашка; 15 – пла­шкотримач; 16 – сідло; 18 – втулка фіксатора; отвори а і б – для подавання рідини під час розпакерування

Пакер ПВ-М застосовують для здiйснення технологiчних операцiй (рис. 3.57, табл. 3.42). У свердловину, яку попередньо шаблонують i очищають шкребком, опускають на колонi труб пакер. Після здійснення повороту колони труб за годинниковою стрiлкою (2 – 3 оберти) фiксатор звiльняє шлiпсотримач. А в ході наступного опускання колони шлiпси пiд дiєю пружин притискуються до стiнки колони i втримуються на мiсцi, тодi конус заклинює їх в обсаднiй колонi. Вiдтак на пакер створюється навантаження колоною труб (7 – 12 т) i ущiльнюється пакер. Шляхом натягування колони труб пакер звiльняється.

Рис. 3.57 – Пакер механічний ПВМ: 1 – головка; 2 – опора; 3 – стовбур; 4 – захисна манжета; 5 – шайба; 6 – ущільнююча манжета; 7 – конус; 8 – шліпс; 9 – шліпсотримач; 10 – обмежувач; 11 – пружина; 12 – накривка; 13 – фіксатор; 14 – болт; 15 – запобіжне кільце

Таблиця 3.42 – Технічні характеристика пакерів

Параметри	ПВМ-122-50	ПВМ-140-50
Зовнішній діаметр, мм Діаметр прохідного отвору, мм Максимальний перепад тиску, МПа Приєднувальна різь, мм: верхня ліва за ГОСТ 631-75 нижня за ГОСТ 633-80 Максимальна температура робочого середовища, °С Габаритні розміри, мм: діаметр довжина Маса, кг: пакера повного комплекту	122 48 50 73 60 100 140 810 27 34	140 50 50 89 73 100 160 920 37,4 47,4

Рис. 3.58 – Пакер гідромеханічний ПВ–ЯГМ: 1 – головка; 2, 3 – деталі центруючого вузла; 4, 17, 23 – пружи­ни; 5 – шток; 6 – шліпс; 7 – обойма; 8 – штопорне кільце; 9 – запірне кільце; 10 – упор; 11, 13 – ман­жети; 12, 14 – втулка; 15 – кожух; 16 – корпус; 18 – тарілчастий клапан; 19 – сідло клапана; 20 ‑ штифт; 21, 22 – втулка; 24 – перевідник

Гідромеханічний пакер ПВ–ЯГМ (рис. 3.58, табл. 3.43) призначений для тривалого розділення та захисту від високого тиску обсадної колони, розміще­ної вище продуктивних пластів, у нагнітальних і видобувних свердловинах. Перед встановленням пакера свердловину необхідно прошаблонувати, а в інтервалі встановлення пакера обсадну колону слід очистити від іржі, цемент­ної кірки та інших відкладів.

Для встановлення пакера його нагвинчують на НКТ, опускають на необхідну глибину, опресовують НКТ (до тиску не вище 10 МПа), підви­щують тиск і припиняють закачування, в резуль­таті чого пакер за допомогою двох гумових ущільнюючих манжет здійснює розділення, а шліпсовий вузол запобігає переміщення пакера в разі зміни режимів роботи свердловин.

Таблиця 3.43 – Технічна характеристика пакерів типів ПВ-ЯГМ

Показники	ПВ-ЯМГ-118-35	ПВ-ЯГМ-118-35К	ПВ-ЯГМ-122-35	ПВ-ЯГМ-122-35К	ПВ-ЯГМ-140-35	ПВ-ЯГМ-140-35К
Умовний діаметр обсадної колони за ГОСТ 632—80, мм	140, 146	140, 146	146	146	168	168
Максимальний перепад тиску, який сприймається пакером, МПа	35	35	35	35	35	35
Тиск посадки пакера, МПа	8—10
Робоче середовище	Нафта, прісна вода і їх домішки
Температура робочого середовища, °С	Не більше 120
Габаритні розміри, мм: діаметр довжина	118 1160	118 1160	122 1160	122 1160	140 1300	140 1300
Маса, кг: пакера повного комплекту	43,5 58,5	43,5 58,5	46 61	46 61	67,5 85	67,5 85

Гiдравлiчний пакер типу ПРС застосовують для здiйснення ремонтно-iзоляцiйних робiт у свердловинах з негерметичними обсадними колонами (рис. 3.59, табл. 3.44). З допомогою цього пакера можна здiйснити такi операцiї:

а) пошук iнтервалiв порушень герметичностi в обсадних колонах методом опресування мiж ущiльнюючими вузлами пакера i вище верхнього ущiльнюю­чого вузла до гирла;

б) визначення якостi ремонтно-вiдновлювальних робiт у негерметичних обсадних колонах методом одноразового опресування колон локально в iнтервалi ремонту або в iнтервалi довiльного розмiру по всiй довжинi колони чи якоїсь її частини;

Рис. 3.59 – Пакер для ремонтно-ізоляційних робіт ПРС: 1, 26 – запобіжні заглушки; 2 – муфта; 3, 21 – перевідник; 4 – ґумове кільце;

5 – обтискний стакан; 6 – рухома втулка; 7, 18 – пружина; 8 – ущільнюючий елемент рукавного типу; 9 – стовбур; 10,

17 –кожух; 11— корпус; 12 — диференціальна втулка; 13, 16 — гвинти; 14, 15 — ущільнювальні кільця; 19, 24 – гайка; 20,

25 – контргайка; 22 – пружина пластинчаста: 23 — фіксатор; А, Б, У, Г — отвори

в) встановлення металевих негофрованих пластирiв на внутрiшню по­верхню негерметичних обсадних труб або для вiдключення пластiв.

Крiм цього цей пакер можна використати для скерованого оброблення привибiйної зони.

Пакери розроблено для ремонту свердловин з обсадними колонами дiаметром 140, 146 i 168 мм.

Пакер складається iз верхнього i нижнього ущiльнюючих вузлiв з ущiль­нюючими елементами рукавного типу та клапанного вузла.

Пакер опускають у свердловину на НКТ.

Таблиця 3.44 – Технічні характеристики пакерів типу ПРС

Показники	ПРС-140	ПРС-146	ПРС-168
Умовний діаметр обсадної колони,мм	140	146	168
Зовнішній діаметр пакера, мм	102	112	132
Діаметр прохідного каналу пакера, мм	40	50	50
Максимальний тиск пакерування,МПа: - під час поінтервального опресування обсадної колони - під час установлення металевого обруча-пластиру в обсадній колоні	20 30	20 30	20 30
Мінімальний тиск пакерування, МПа	2	2	2
Максимальна витрата рідини через пакер, л/с	50	50	50
Максимальна робоча температура, °С	150	150	150
Довжина пакера, мм: у транспортному стані у зборі	1950 4500	1950 4500	1950 4500
Довжина розширної частини ущільнювального елемента, мм	500	500	500
Маса пакера, кг	140	155	180

Під час опресування iнтервалу обсадної колони мiж ущiльнюючими еле­ментами пакера в НКТ створюють надлишковий тиск 2 МПа за високого пода­вання насоса, що призведе до перемiщення диференцiальної втулки i запакеру­вання ущiльнюючих елементiв за подальшого збiльшення тиску. Пiсля цього рiдина iз НКТ поступає через вiдкритий отвiр у кiльцевий простiр в обсаднiй колонi мiж ущiльнюючими елементами. Якщо цей iнтервал герметичний, тобто тиск опресування на гирлi в НКТ не падає протягом 15-20 хв, то опресовують iнтервал вище верхнього ущiльнюючого елементу до гирла.

Пiсля опресування цих iнтервалiв зменшують тиск у пакерi (в НКТ) i, переконавшись за зменшенням тиску в мiжтрубному просторi в тому, що ущiльнюючi елементи розпакерувались, перемiщають пакер вверх або вниз для опресування iнших iнтервалiв.

Рис. 3.60 – Гідравлічний пакер RH фірми “Отіс”: а – під час опускання; б – після встановлення; в – під час витягування

Для ремонту негерметичної обсадної колони на пакер встановлюють металевий обруч-пластир. Пiсля опускання в iнтервал негерметичностi в пакерi створюють надлишковий тиск, який необхiдний для того, щоби розду­ти плас­тир i щiльно притиснути його до обсадної колони. Після зниження надлишку тиску до нуля та осьового навантаження 10кН НКТ перемiщаються вниз i, аналогiчно, роздувають решту пластиря. Герметичнiсть на контактi кiнець обруча-пластиру – обсадна колона забезпечується ущiльнювальними гумовими кiльцями.

Для перевiрки якостi ремонту в мiсцi встановлення пластиру обсадну колону аналогiчно опресовують (кiнцi обруча), не витягуючи пакера на поверхню. За наявностi негерметичностi операцiю з встановлення обруча пов­торюють.

На рис. 3.60 показано гідравлічний пакер фірми "Отіс".

Для гідророзриву пласта (ГРП) випускають пакери шліпсові, гідравлічні і гідравлічні самоущільнюючі.

Шліпсовий пакер ПНМШ складається з головки, штока, ліхтаря, двох гумових ущільнюваних манжет, обмежувача і опорного кільця. Ущільнення гумових манжет здійснюється під дією ваги НКТ внаслідок посадки конуса на шліпси пакера. Для встановлення пакера його піднімають на 0,3-0,5 м з наступним поворотом труб на 1-1,5 оберта. Пакер піднімають на поверхню через 2 г після зниження тиску під ним.

Пакер гідравлічний ПНГК складається з головки, опорного кільця, обме­жувача, верхньої обмежуючої манжети, гідравлічної манжети, ліхтаря і кла­пана. Ущільнення гідравлічної манжети здійснюється за рахунок тиску рідини під час ГРП.

Пакер гідравлічний самоущільнюючий ПНГС складається з головки, штока, двох гумових ущільнюваних манжет, обмежувача і опорного кільця. Ущільнення гумових манжет ПНГС здійснюється аналогічно ущільненню ПНГК.

Проміжний гідромеханічний пакер ППГМ1 призначається для роз’єд­нання двох ділянок експлуатаційної колони під час звичайної або роздільної експлуатації свердловин. Він складається з ущільненого клапанного пристрою і гідропривода.

Після опускання пакера на колоні НКТ у свердловину для стискання ущільнюваних манжет прохідний отвір пакера перекривається кулькою, що скидається. У колоні НКТ створюється тиск, гвинти зрізаються, поршень пере­суває плашки по конусу і пакер з допомогою якоря укріплюється в експлуата­ційній колоні. Під час наступного опускання колони НКТ під дією їх ваги гумові манжети ущільнюються. Подальше збільшення тиску призводить до зрізання гвинтів клапанного пристрою, і сідло з кулькою випадає та звільняє прохідний отвір пакера ППГМ1, що дає змогу застосовувати його в процесі експлуатації свердловин газліфтним, фонтанним і компресорним способами. Оскільки немає необхідності в обертанні колони НКТ, то можна дає змогу застосовувати пакер у глибоких і похилих свердловинах.

Рис. 3.61 – Якори гідравлічні ЯГ (а) і ЯГ1 (б): а: 1 – муфта; 2, 7 – гвинти; 3 – конус; 4 – ствол; 5 – плашка напрямна; 6 – плашкотримач; 8 – поршень; 9 – кожух; а – отвір у стволі; б – порожнина між поршнем і стволом; б: 1 – муфта; 2 – патрубок; 3 – корпус; 4 – гвинт; 5 – плашка; 6 – пружина; 7 – планка

Пакер КПН5-500 призначається для багаторазових операцій з оброблення продуктивних пластів без піднімання обладнання, а також для одночасно-роздільного закачування води в пласт. Пакер має дві пари ущільнених манжет. Після опускання пакера у свердловину на колоні НКТ в ній створюється надлишковий тиск і шліпси якоря входять у зачеплення зі стінками експлуатаційної колони. Під дією ваги колони НКТ ущільнюючі манжети герметизують інтервал оброблення, утримуючись фіксатором у робочому положенні протягом усього процесу оброблення пласта.

Якори призначенi для закрiплення i попередження ковзання свердло­винного обладнання вздовж обсадної колони під час експлуатацiї та ремонту свердловин.

Якiр гiдравлiчний ЯГ складається iз стовбура, конуса, плашок i поршня (рис. 3.61, табл. 3.45). У зiбраному виглядi якiр приєднують до верхнього кiнця пакера i опускають у свердловину.

Таблиця 3.45 – Технічна характеристика якорів типу ЯГ

Показники	ЯГ-118-210	ЯГ-136-210	ЯГ-112-500	ЯГ1-118-500	ЯГ1-122-500	ЯГ1-136-500	ЯГ1-140-500	ЯГ1-145-500
Діаметр експлуатаційної колони труб за ГОСТ 632-80, мм
умовний	146	168	140	146		168
внутрішній	124-128	140,3-146,3
Напрям дії наванта­ження, яке сприймає якір	Односторонній зверху		Двохсторонній
Робочий тиск (макси­мальний перепад), МПа	21		50
Діаметр прохідного каналу, мм	62	76	62			76
Робоче середовище	Нафта, газ, пластова вода
Температура робочого середовища, 0С	100
Габаритні розміри, мм:
діаметр	118	136	112	118	122	136	140	145
довжина	726	790	841	841	841	1008	1008	1008
Маса, кг	28	45	35	38	45	46	51	58

Заякорювання вiдбувається пiд дiєю надлишкового тиску (6 – 7 МПа), тобто поршень звiльняє плашки, якi врiзаються зубами у внутрiшню стiнку обсадної колони. Для мiцнiшого зчеплення зубiв з колоною можна створити навантаження вагою НКТ.

Для звiльнення якоря потрібно, щоб вирiвнявся тиск всерединi i зовнi якоря, а вiдтак припiднiмають НКТ.

В якорi ЯГ1 плашки висуваються в радiальному напрямi пiд дiєю над­лишкового тиску в НКТ, а за вiдсутностi тиску вони повертаються в початкове положення.

Якiр гiдромеханiчний ЯГМ втримує пакери типу ПВ-М в обсаднiй колонi вiд змiщення вверх пiд дiєю перепаду тиску (рис. 3.62, табл. 3.46). Якiр складається iз пустотiлого штока, на якому розмiщено конус i шлiпси.

Під час посадки пакера обертовий рух i осьове навантаження вiд труб передається через шток до пакера. Пiсля посадки якоря пiд дiєю тиску в трубах конус якоря звiльняється i розсуває шлiпси до стiнки обсадної колони, чим здiйснюється заякорювання.

Якiр з пакером звiльняються натягом НКТ.

Якiр з пакером необхiдно опускати в прошаблоновану свердловину. Дiаметр шаблона повинен бути на 2 мм бiльшим дiаметра пакера, довжина – не менше 1 м, глибина опускання – на 10 м нижче мiсця встановлення пакера.

Таблиця 3.46 – Технічні характеристики якорів типу ЯГМ

Показники	ЯГМ-118-350, ЯГМ-118-350К	ЯГМ-136-350, ЯГМ 136-350К
Умовний діаметр обсадної колони, мм	146	168
Максимальний перепад тиску, МПа	35	35
Максимальна робоча темпе­ратура, °С	150	150
Кислотність рН робочого се­редовища для виконання: звичайного корозійностійкого	>7 <7	>7 <7
Приєднувальна різь, мм: верхня за ГОСТ 633–63 нижня ліва за ГОСТ 633–63	73 73	73 89
Габаритні розміри, мм: зовнішній діаметр діаметр прохідного каналу	118 46	136 57
Довжина, мм	630	650
Маса, кг	26	39

Роз’єднувачі колон типу РК, 3РК, 4РК (рис. 3.63, 3.64) і роз’єднувальний пристрій типу 8КПГ.010 призначені для від’єднання (або приєднання) колони НКТ у свердловині від пакера.

Процес від’єднання (або приєднання) в роз’єднувачах РК здійснюється з застосуванням канатної техніки, в 4РК – одночасно з застосуванням канатної техніки і гідравлічним шляхом (створенням тиску), в 3РК – гідравлічним шля­хом, у роз’єднувальному пристрої 8КПГ.010 – обертанням. Усі вони застосо­вуються в комплексах канатної техніки.

Рис. 3.62 – Якір гідромеханічний ЯГМ: 1 – головка; 2 – упор; 3 – конус; 4 – гвинт;

5 – шток; 6 – шпонка; 7, 9 – ущільнююче кільце; 8 – пружинне кільце;

10 – шліпс; 11 – шліпсотримач; 12 – перевідник; 13 – запобіжне кільце;

14 – дріт

Роз’єднувач складається із частини, яка залишається з пакером, і частини, яка витягується з колоною труб. Перед витягуванням останньої в частину, яка залишається із пакером, за допомогою канатної техніки вставляється глуха пробка з замком.

На промислах ще зустрічаються пакери й інших конструкцій.

Рис. 3.63 – Роз’єднувач колони типу РК: а – виконання І; б – виконання ІІ; 1 – циліндр; 2 – верхня цанга; 3 – шток; 4 – ущільнення; 5 – центратор; 6 – нижня цанга;

7 – фіксатор; 8 – гільза; 9 – кулачок; 10 – упор; 11 – цанготримач

Рис. 3.64 – Роз’єднувачі колон типів 3РК (а), 4РК (б) і роз’єднувальний пристрій типу 8 КПГ.010 (в): а: 1 – циліндр; 2 – золотник; 3 – зрізний гвинт;

4 – стовбур; 5 – корпус; 6 – цанга; 7 – штовхач; б: 1 – перевідник; 2 – шток;

3 – корпус; 4 – стовбур; 5 – циліндр; 6 – кільця; 7 – ущільнюючі манжети;

8 – цанга; 9 – стовбур; 10 – кожух; 11 – наконечник; 12 – втулка; 13 – гвинти; в: 1 – головка; 2 – шток; 3 – ущільнення; 4 – перевідник; 5 – корпус; 6 – цанга