Пакер в нефтяной промышленности. Что такое инъекционный пакер

12.03.2024

Смотреть что такое "Пакер" в других словарях:

Уплотнитель, устройство Словарь русских синонимов. пакер сущ., кол во синонимов: 2 уплотнитель (12) … Словарь синонимов

пакер - — Тематики нефтегазовая промышленность EN packer …

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

- (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

пакер - п акер, а … Русский орфографический словарь

пакер - I а, ч. Пристосування, яке опускають у бурову свердловину для відокремлювання пластів між собою. II а, ч., зах. Носильник на залізниці … Український тлумачний словник

пакер - сл. программа для сжатия бинарных файлов Например: рklite, lzexe, etc … Hacker"s dictionary

пакер - Пакер: носильник (на залізниці) … Толковый украинский словарь

пакер - іменник чоловічого роду, істота … Орфографічний словник української мови

пакер гидравлического действия - надувной пакер — Тематики нефтегазовая промышленность Синонимы надувной пакер EN inflatable packer … Справочник технического переводчика

Книги

, Насыров Амдах Мустафаевич , В работе рассмотрен весь комплекс основных технических, технологических методов и способов, снижающих отрицательное влияние на окружающую среду на нефтепромыслах при проектировании,… Серия: Издатель: Инфра-Инженерия ,
Технологические аспекты охраны окружающей среды в добыче нефти. Учебное пособие , Насыров Амдах Мустафаевич , В работе рассмотрен весь комплекс основных технических, технологических методов и способов, снижающих отрицательное влияние на окружающую среду на нефтепромыслах при проектировании,… Издатель: Инфра-Инженерия , Производитель:

В нефтедобывающей отрасли промышленности при бурении скважин и их эксплуатации по технологическим причинам часто бывает необходимо разделить скважину на изолированные друг от друга части. Делают это при помощи специальных устройств, которые называются пакеры - www.sibneftemash.ru .

Пакеры для скважин нефтедобытчики стали применять практически с самого начала развития этого дела, постоянно улучшая их конструкции и приспосабливая пакеры для выполнения все более сложных задач. Наиболее применяемы сегодня три разновидности конструкций пакеров для скважин, отличающиеся способом деформации их уплотнительного элемента – механические пакеры, гидравлические и разбуриваемые.

Механические пакеры для скважин

Такие пакеры просты, надежны и безопасны, применять их можно не только в строго вертикальных, но и в наклонных, а также искривленных скважинах.

Гидравлические пакеры для скважин

Герметизация частей скважины пакерами этого вида осуществляется за счет деформации и прижатия их резинового уплотнительного элемента к стенам ствола скважины давлением рабочей жидкости, которая нагнетается с поверхности.

Существуют пакеры для скважин, в которых изолирующий резиновый элемент деформируется и от воздействия на него давления подаваемой с поверхности жидкости, и от массы колонны бурильных труб. Такие пакеры называются гидравлико-механическими.

Гидравлико-механическими являются и пакеры для скважин, у которых упорный узел выводится в рабочее положение воздействием подаваемой сверху жидкости, а сжимается их резиновый уплотнитель воздействием массы колонны бурильных труб.

Разбуриваемые пакеры для скважин

Пакеры этого типа применяются для герметичной изоляции двух частей ствола скважины. В скважине он остается вместе с затвердевшей тампонирующей цементной смесью, извлечь его невозможно и, при необходимости, пакер приходится разбуривать вместе с цементным тампоном (отсюда и название).

Кроме того, пакеры разделяются на конструкции, сбрасываемые в скважину и опускаемые в неё при помощи труб, а также работающие с опорой на забой и без опоры, так называемые, висячие.

Пакеры предназначены для уплотнения кольцевого пространства и разобщения отдельных горизонтов нефтяных и газовых скважин. Они работают в условиях воздействия высоких перепадов давлений (от 7 до 70 МПа), больших механических нагрузок (десятки кН) и в различных термических (от 40 до 100°С, а при тепловом воздействии на пласт до 400°С) и коррозионных средах. Поэтому конструкции пакеров должны обеспечивать эффективную и надежную работу в условиях эксплуатации.

Пакеры при эксплуатации устанавливаются обычно в обсаженной части скважины и спускают их на колонне подъемных труб. Уплотнение, прижимаемое к обсадной трубе, должно надежно разобщать части ствола скважины, находящиеся над и под уплотнителем.

Пакеры применяются:
- при освоении скважины для облегчения и ускорения очистки забоя путем продувки и промывки через фонтанные трубы;
- при всех технологических процессах на скважине и при ее эксплуатации для защиты обсадной колонны от химической коррозии и действия чрезмерно высокого давления жидкости и газа;
- при необходимости центровки колонны насосно-компрессорных труб и передачи части веса труб на обсадную колонну при подземных ремонтах скважин.

Пакер включает следующие элементы (Рис.2.2.): 1-головка; 2-опорное кольцо; 3-ограничительная втулка; 4-ограничительный уплотнительный элемент; 5- ограничительное кольцо; 6- уплотнительный элемент; 7- конус; Узел фонаря в свою очередь состоит из элементов: 8-шлипсы; 9-упорная втулка; 10-ограничительный обруч; 11- пружина; 12-корпус фонаря; 13-штифт; 14-фигурный паз в крпусе фонаря; 15-ствол.

Головка 1 пакера предназначена для присоединения пакера с якорем. Она представляет трубу, имеющую в верхней части левую резьбу бурильных труб, служащую для соединения с якорем ЯПГ, в нижней части - муфтовую резьбу насосно-компрессорных труб для соединения со стволом 15 и наружную метрическую резьбу - для навинчивания опорного кольца 2. Наружная поверхность головки имеет кольцевые риски для извлечения пакера овершотом в случае прихвата его в скважине. Материал для изготовления применяется такой же, как и у бурильных труб.

Опорное кольцо служит для упора уплотнительного элемента 4 и обеспечивает ее деформацию при посадке пакера.

Ствол представляет собой отрезок насосно-компрессорной трубы. На него последовательно надеваются ограничительная втулка 3, ограничительный уплотнительный элемент 4, ограничительное кольцо 5, резиновый уплотнительный элемент 6, конус 7 и узел фонаря со шлипсами.

Рис.2.2. Общий вид механического пакера

1-головка; 2-опорное кольцо; 3-ограничительная втулка; 4-вспомогательный уплотнительный элемент; 5-ограничительное кольцо; 6- основной уплотнительный элемент; 7- конус; Узел фонаря в свою очередь состоит из элементов: 8-шлипсы; 9-Упорная втулка; 10- ограничительный обруч; 11-пружины; 12-корпус фонаря; 13-штифт; 14-фигурный паз; 15-ствол.

Узел ограничителя предназначен для предотвращения проникновения резины основного уплотняющего элемента в кольцевой зазор между скважиной и опорным кольцом 2 при высоких перепадах давления жидкости. Между торцами ограничительной втулки 3 и ограничительного кольца 5 остается зазор, достаточный для заполнения кольцевого зазора при сжатии уплотнительного элемента и и в то же время для предупреждения его заклинивания.

Под действием веса колонны насосно-компрессорных труб резиновый элемент 6 сжимается между неподвижным ограничителем 5 и подвижным конусом 7.

Происходящее при этом увеличение диаметра резинового элемента создает уплотнение кольцевого пространства между обсадной колонной и подъемными трубами. Диаметр резиновой манжеты при свободном состоянии должен быть меньше внутреннего диаметра обсадной колонны примерно на 10-20 мм и не должен быть больше диаметра шаблона.

Основной уплотнительный элемент , как и ограничительный, изготавливается из резины марок 4004, 3826-С, которые допускают большую деформацию. Они рассчитаны на работу при температуре до 100 0 С, стойкие против разъедания агрессивными веществами, находящимися в скважине.

Подвижный конус является промежуточным элементом, предназначенным передавать сжимающие усилия от шлипсов на уплотнительные манжеты. Конусная форма этого элемента обеспечивает посадку пакера на определенной глубине ствола скважины при перемещении ствола вниз относительно неподвижного фонаря, конус надвигается на неподвижные шлипсы, раздвигает их до соприкосновения с обсадной колонной, и заклинивает.

Узел фонаря устроен следующим образом: в корпусе 12, представляющем цилиндрическую втулку, под углом 120° расположены глухие отверстия, в которых помещены цилиндрические пружины. Внизу корпуса размещена упорная втулка 9, вверху- оганичительный обруч 10, удерживающие от выпадения шлипсы 8. Наружный диаметр фонаря должен быть больше всех остальных деталей.

Штифт 13, ввернутый в корпус фонаря, при спуске пакера в скважину находится в фигурных пазах ствола 15 и, связывая ствол со шлипсами, предотвращает самопроизвольную пакеровку.

Спуск пакера в скважину до требуемой глубины производится на колонне бурильных или насосно-компрессорных труб. При вводе пакера в обсадную колонну, благодаря трению фонарь стремится отстать от общего движения спускаемой колонны, но этому препятствуют штифты, удерживающие фонарь за его корпус. При достижении пакером нужной глубины небольшим подъёмом колонны вверх (0,3 - 0,5 м) и поворотом труб на 1 - 1,5 оборота вправо штифт выводятся из фигурного паза. Фонарь при этом не вращается из-за трения шлицов об обсадную колонну. При дальнейшем спуске колонны труб конус надвигается на шлипсы, которые продолжают оставаться с фонарем на месте, раздвигает их. При этом шлипсы своими насечками врезаются в стенку обсадной колонны и препятствуют дальнейшему движению конуса вниз. Под действием веса колонны труб резиновый уплотнительный элемент 6 сжимается между неподвижным ограничителем 5 и подвижным конусом 7. Происходит деформация резинового элемента пакера и уплотнение кольцевого пространства между обсадной колонной и подъемными трубами.

Инъекционный пакер пpeдcтaвляет coбoй cпeциaльнoe пpиcпocoблeниe, предназначенное для инъектирования различных гидроизоляционных составов в кирпичные или бетонные конструкции.

Конструкция пакера содержит в себе кеглевидную или плоскую головку определенного диаметра и длины, а также клапан обратного давления, исключающий риск неконтролируемого вытекания инъекционного материала. Пакеры соединяют инъецируемую конструкцию с инъекционным оборудованием (шлангом от инъекционного насоса) при инъектировании полимерных материалов в гидроизоляционных работах.

Инъекционные пакеры обеспечивают равномерное распределение инъектируемого состава в массиве бетонных, каменных или кирпичных конструкций для формирования надежной гидроизоляционной защиты. Инъектирование конструкций эпоксидными, полиуретановыми смолами, расширяющими пенами и акрилатными гелями – все это не сможет обойтись без использования инъекционных пакеров

Для инъeктиpoвaния пoлимepных мaтepиaлoв, тaких кaк pacшиpяющиecя пeны, aкpилaтныe гeли, пoлиуpeтaнoвыe cмoлы, дoпуcкaeтcя иcпoльзoвaниe пaкepoв c внутpeнним oтвepcтиeм нeбoльшoгo диaмeтpa.
Для пpoкaчки кoнcтpукций pacтвopaми нa ocнoвe микроцeмeнтoв применяются издeлия бoльшoгo диaмeтpa.

Механические закрепляемые пакеры изготавливаются из металла или пластика. Металлические пакеры имеют разжимной резиновый манжет (сальник), который при установке и последующем сжатии увеличивает свой объем и уплотняет пространство между пакером и стенками отверстия. Пакеры из пластика работают по принципу дюбеля.

Пакеры нашли широкое применение в сфере строительства и возведения капитальных строений. В частности, с их использованием происходит гидроизоляция фундаментов, паркингов, насосных станций, и т.д.

Особенности и виды пакеров

Paзличaют нecкoлькo видoв пaкepoв, кoтopыe иcпoльзуютcя в зaвиcимocти пocтaвлeнных зaдaч:

Пакер для высокого давления – до 200 атм
Пакер для среднего давления – до 150 атм
Пакер для низкого давления – до 50 атм.

От того, при каком давлении будут проводиться работы, зависит материал, из которого изготавливается пакер для инъекций.

Пакеры высокого давления производятся из стали, обязательно имеется резиновый уплотнитель и усиленный наконечник. Применяются для инъектирования под высоким давлением до 250 атмосфер железобетонных, каменных и кирпичных конструкций. Инъекционный материал: полиуретан, эпоксид и акрилатные гели.

Инъекционные пакеры являются приборами c плocкoй, цaнгoвoй или кeглeвиднoй гoлoвкoй paзличнoй длины и диaмeтpa c вcтpoeнным клaпaнoм, способными выдерживать необходимый уровень давления.

У пакеров высокого давления может быть 2 типа головок: надвижные (плоские) или кегельные (цанговые).

Пакеры среднего давления изготавливают из алюминия или пластика высокого качества, они имеют укороченный наконечник. С их помощью возможно проводить инъектирование геля, полиуретана и минеральных материалов в кирпичные и каменные конструкции.

Пакеры низкого давления обычно создаются из дешевых видов пластика и не предназначены для серьезных нагрузок. Пакер имеет широкий проходной внутренний диаметр 16 мм, служит для инъектирования цементных, микроцементных суспензий и полимерных составов. Пластиковый пакер оборудован обратным клапаном, предотвращающим выход инъекционного материала из шпура. Рабочее давление до 15 атм.

Сам процесс проведения гидроизоляции с использованием инъекционных пакеров внешне достаточно прост, но требует опыта и наработанных навыков. Его можно условно разделить на 3 этапа:

Подготовка отверстий – они должны выполняться под углом 45 градусов. Их диаметр должен соответствовать диаметру пакера.
Установка в подготовленные отверстия пакеров.
Подключение насоса. Пакеры, вставленные в отверстия подключают к насосу (вручную или при помощи гайковерта). Причем подключать их нужно поочередно, чтобы раствор шел равномерно.
Извлечение. После выполнения всех работ пакеры можно промыть и использовать еще несколько раз.

Различаются пакеры по типу соединительного штуцера, длине и диаметру.
Разница между цанговым и плоским штуцером заключается в способе крепления соединительной муфты.
Рекомендуемое давление пакеров 200-300 бар.
Для предотвращения обратного вытекания инъекционного состава, пакер оснащён клапаном обратного давления.Пакер может иметь цанговую, плоскую или кеглевидной головку различного диаметра и длины.

Мeтaлличecкиe (aлюминиeвыe, cтaльныe) пакеры cпoльзуютcя пpи paбoчeм дaвлeнии до 200-250 бap для paбoты c жeлeзoбeтoнными и бeтoнными кoнcтpукциями. Алюминиевые пакеры применяются для инъектирования полиуретановых составов. Стальные пакеры необходимы для инъектирования полиуретановых составов и акрилатных гелей. Они имеют большую прочность и увеличенный проходной канал.

Стальные инъекционные пакеры характеризуются высоким уровнем прочности и износостойкости. Их физические свойства и технические параметры дают возможность пропускать жидкие изолирующие вещества при давлении до 250 бар. Таких показателей достаточно для работы с бетонными и железобетонными конструкциями.

Плacтикoвыe пакеры мoжнo пpимeнять пpи бoлee низком уровне дaвлeния (дo 100 бap) для paбoты c киpпичными и кaмeнными клaдкaми.

Пo типу кpeплeния пaкepы бывaют:

Paзжимныe: их установка может происходить вручную, или с помощью специализированных строительных инструментов (гайковертов). Конструкция приспособления способствует обеспечению целостности и сохранности арматуры при выполнении различных манипуляций, к числу которых относится бурение и инъектирование полимеров. Разжимные паркеры относятся к профессиональным моделям.Инъекционный стальной или аллюминивый пакер применяется для инъектирования полиуретановых составов и акрилатных гелей.

Наклеиваемые или адгезионные пакеры предназначены для прокачки трещин в бетоне при относительно (в сравнении с разжимными пакерами) низком давлении. Их кpeплeниe осуществляется тoлькo pучным cпocoбoм. Клеевой стальной пакер применяется для инъектирования эпоксидных и полиуретановых составов. Использование наклеиваемых пакеров обусловлено толщиной прокачиваемой плиты в местах, где невозможно осуществить бурение.

Наиболее часто встречаемое использование наклеиваемых пакеров при панельном (сборном строительстве). По этой причине получили огромное распространения в Европе.

Технология их устройства значительно отличается от разжимных пакеров. Основное отличие заключается в прикреплении пакера с помощью эпоксидного клея на саму трещину, которая затем расшивается, заделывается ремсоставами и прокачивается.

Забивные пакеры закрепляются в заранее пробуренном инъекционном канале. Материал изготовления – металл или пластик. Забивной пластиковый пакер применяется для инъектирования цементных и полимерных составов. Пакер оснащен обратным клапаном для предотвращения вытекания составов.

Пластиковый пакер функционирует под давлением до 100 бар. Его принято считать разовым прибором, предназначенным для выполнения операций с небольшими объемами. Выбирая пакер пластиковый, цена которого существенно ниже алюминиевых и стальных аналогов, покупателю стоит оценить все преимущества и недостатки его использования.

Помимо материала основы, пакеры для инъектирования различаются согласно типу соединения. Цанга, муфта или плоская масленка – типы фиксации, каждый из которых продемонстрировал свои преимущества, работая в различных условиях.

Пакер инъекционный оснащен обратным клапаном. Такая система противодействует выходу инъекционного вещества их строительной конструкции. Сборка продукции осуществляются на современном, высокотехнологичном оборудовании, с использованием инновационных технологий.

Основные преимущества пакеров:

Равномерное распределение изолирующих материалов по всей рабочей поверхности;
исключается вытекание рабочей смеси, так как в конструкции предусмотрен обратный клапан;
максимальный уровень прочного крепления арматуры, из которой собирается основание конструкции;
длительный срок службы, при условии правильного использования, для реализации в определенных заранее условиях.

Вы можете у нас купить оптом или в розницу пакеры стальные, алюминиевые, с различными насадками и разной конфигурации. В каталоге представлены пакеры инъекционные, купить которые можно, не выходя из дома или офиса.

Обращение в «Гидро-КС» – экономия времени и средств, гарантия доступных цен при высоком качестве пакеров, интересные скидки и бонусы для постоянных и оптовых клиентов, а также, отгрузка и доставка пакеров в минимальные сроки.

Пакер - один из главных узлов комплекта испытательного оборудования. Он предназначен для герметичного перекрытия кольцевого пространства ствола скважины и изоляции испытываемого пласта от остальной части ствола скважины. От надежности пакеровки зависит успех операции в целом. Основная доля неудачных испытаний с применением испытателей пластов связана с негерметичностью пакеровки.

Основной конструктивный элемент пакера - резиновый цилиндрический уплотнитель, который после сжатия в вертикальном направлении изменяется по высоте и в то же время расширяется в диаметре настолько, что перекрывает все кольцевое пространство между колонной бурильных труб и стенками скважины или обсадной колонны, если пакер устанавливается в колонне. Применяемые при испытании пакеры отличаются друг от друга способом крепления и сжатия пакерующего элемента.

Рис. V.25. Пакеры:

а - с металлической опорой; б - с раздвижной резиновой опорой; в - секционный универсальный ПСУ; г - резино-металлического перекрытия ПРМП-1

Пакеры с металлической опорой выпускаются диаметрами 146, 95 и 65 мм и имеют шифр ПЦ-146, ПЦ-95 и ПЦ-65.

Техническая характеристика этих пакеров приведена ниже.

Тип пакера…………………………………… ПЦ-146 ПЦ-95 ПЦ-65

Наружный диаметр остова, мм…………….. 146 95 65

Диаметр сменного резинового элемента,

Мм…………………………………………… 220 145 92

Диаметр обслуживаемых скважин, мм…. 190 – 243 118 – 161 76 - 102

Нагрузка при пакеровке, кН …………… 100 – 150 60 – 80 10 - 50

Максимальный перепад давления, МПа… 35 35 35

Диаметр штока, мм………………………. 73 49 34

кН…………………………………………... 600 250 150

Максимальная температура, °С…………… 170 170 170

Длина остова, мм………………………… 2300 1525 1410

Средняя масса, кг………………………… 180 65 35

Размер концевых резьб…………………. З – 121 З – 76 З - 50

При работе в скважине резиновый элемент может частично или полностью разрушиться. Это в основном происходит из-за перегрузки пакера - передачи на него большей сжимающей нагрузки, чем допустимая. На разрушение резинового уплотнителя также влияют забойная температура и природный газ, вступающий во взаимодействие с резиной пакера.

Пакеры с раздвижной резиновой опорой типа ПЦР выпускаются с наружными диаметрами их остова (корпуса) 178, 146, 95, 80 и 67 мм и имеют шифр ПЦР-178, ПЦР-146, ПЦР-127, ПЦР-95, ПЦ-80 и ПЦР-67. Техническая характеристика этих пакеров приведена ниже.

Тип пакера ………. ПЦР-178 ПЦР-146 ПЦР-127 ПЦР-95 ПЦ-80 ПЦР-67

Наружный диаметр

остова, мм ………. 178 146 127 95 80 67

Диаметр сменного

резинового элемента,

мм ………………… 245 220 145 145 87 92

270 195 135 135 92 87

Диаметр сменной

резиновой опоры,

мм ……………….. 245 220 109 87 92

Максимальная про-

дольная деформация

резинового элемента,

мм……………….. 350 350 - 330 - 240

Диаметр обслуживае-

мых скважин, мм …. 260-295 190-243 151-161 118-161 97-112 76-102

Нагрузки при па-

кровке, мм …….. 150-200 10-180 50-70 50-70 - 15-40

Максимальный пере-

пад давления, МПа… 45 45 45 45 45 45

допустимая растя-

кН…………………… 1300 1300 790 700 200 200

Диаметр штока, мм… 90 73 52 52 40 34

Средняя масса, кг….. 200 150 66 41 31

Длина остова, мм….. 2373 1625 1420 1525 1425

Размер концевых

резьб……………….. З-121 З-121 З-76 З-62 З-50

Пакер резино-металлического перекрытия помимо резинового уплотнительного элемента включает еще узлы металлического перекрытия скважины. На рис. V.25, г приведена схема пакера резино-металлического перекрытия (ПРМП-1).

Пакеры ПРМП-1-170/190 и ПРМП-1-190/214 выпускаются диаметрами 170 и 190 мм и служат для перекрытия скважин диаметрами. 190 и 214 мм .

Техническая характеристика пакера приведена ниже.

Тип пакера……………….. ПРМП-1-190/214 ПРМГМ-170/190

Диаметр обслуживаемых

скважин,мм………………… 214 190

Длина, мм………………….. 2360 2330

Наружный диаметр, мм….. 190 170
Диаметр плашек метали-

ческого перекрытия в ра-

бочем положении, мм……. 210±1 186±1
Внутренний диаметр штока,

мм…………………………. 70 55
Осевая нагрузка, кН……. 80-120 80-120
Перепад давления, МПа…. 25 25

Масса, кг………………….. 150 130

Размер концевых резьб….. 3-133 3-133

Якорные устройства

Якорные устройства (якоря) механического действия устанавливаются под пакером и служат для опоры хвостовика с фильтром на стенки скважины или на стенки обсадной колонны, спущенной до кровли продуктивного пласта.

Основное достоинство проведения испытаний с якорными устройствами - возможность установки пакерного элемента не в строго определенном месте ствола скважины, как при испытании с опорой на забой, а в зависимости от состояния скважины в различных местах ее ствола. Не менее важным преимуществом испытаний с якорными устройствами является и то, что создаются все условия для проведения селективных испытаний на большом расстоянии от забоя скважины, не опасаясь за прихват хвостовика, что может произойти при работе с опорой на забой.

Рис. V.26. Якорное устройство ЯУ

При испытании скважин применяют якорные устройства типа ЯУ-170/190, ЯУ-190/214, предназначенные для работы в открытом стволе диаметром 190 и 214 мм , и ЯМ-95/168, ЯМ-95/140, ЯМ-65/114, предназначенные для установки на стенки обсадных колонн диаметрами 168, 140 и 114 мм.

Якорные устройства ЯУ (рис. V.26) состоят из: верхнего переводника 1 , соединенного со штоком конусом 2 , являющимся направлением для перемещения плашек 3 ; центратора с подпружиненными планками 6 , над которым расположен толкатель 5 ; штока 8 с нижним переводником 10 .

Упорные плашки, находящиеся в зацеплении с фиксатором 4, в исходном положении расположены в нижней части конуса и не мешают свободному перемещению якоря в скважине. При спуске центратор подпружиненными планками скользит по стенкам скважины вниз упирается об опору 7 и втулку 9 и удерживается от перемещения вверх по штоку 8 винтом, расположенным во втулке 9 .

Толкатель плашек жестко соединен с центратором.

Для установки якоря в скважине необходимо после спуска его на заданную глубину приподнять колонну бурильных труб на 1-2 м и провернуть на 1,5- 2 оборота для вывода винта из зацепления с фасонным пазом втулки, затем плавно разгрузить инструмент на 200-250 кН . При разгрузке инструмента шток перемещается вниз, а центратор за счет контакта планок со стенками скважины остается на месте, тем самым перемещая толкателем плашки по направляющим пазам конуса. Упорные плашки после соприкосновения со стенкой скважины и упора в нее воспринимают на себя передаваемую нагрузку на пакер.

После окончания испытания натяжением колонны снимают нагрузку с пакера и плашек якоря. При этом шток якоря перемещается вверх относительно центратора, увлекая за собой винт, который входит в фигурный паз втулки и фиксирует центратор в исходном положении. Упорные плашки опускаются по направляющим конуса и входят в зацепление с фиксатором.

Якорные устройства ЯУ-170/190 и ЯУ-190/214 могут быть использованы в компоновках испытательного оборудования КИИ-146, КИИ-2-146, МИГ-146, МИГ-127. Их техническая характеристика приведена ниже.

Тип якорного устройства…………. ЯУ-190/214 ЯУ-170/190

Длина, мм…………………………. 2100 2000

Диаметр в транспортном поло-

жении, мм………………………… 190 170
Диаметр упорных плашек в рабочем

положении, мм……………………… 236 210

Внутренний диаметр штока, мм 70 60

Масса, кг…………………………… 100 120

Размер концевых резьб:

муфты……………………………. 3-133 3-133

ниппеля…………………………… По ГОСТ 5286-75

Якорные устройства ЯМ-95/168, ЯМ-95/140, ЯМ-65/114 используются с испытательным оборудованием КИИ-95 и КИИ-65. Они могут применяться с многоцикловым испытательным оборудованием МИК-95 и МИГ-80.

Техническая характеристика якорных устройств механического действия приведена ниже.

Тип механического якоря............... ЯМ-95/168 ЯМ-95/140 ЯМ-65/114

Диаметр обсадной колонны, мм. 168 140, 146 101, 114

Допустимый перепад давления

на пакере, МПа........................... 30 30 30

Диаметр, мм.................................... 132 109 84

Длина, мм......................................... 1600 1500 1500