Устройство для обработки пластов в скважине



Устройство для обработки пластов в скважине
Устройство для обработки пластов в скважине
Устройство для обработки пластов в скважине

 


Владельцы патента RU 2421600:

Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина (RU)

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к устройствам для разобщения пластов в скважине при раздельной закачке в них различных реагентов. Обеспечивает возможность проведения индивидуальной последовательной обработки пластов вне зависимости от высоты пласта в многопластовой скважине и закачки реагентов в любых объемах независимо от их вязкости. Сущность изобретения: устройство состоит из основного пакера, соединенного полым стволом с радиальными каналами, разнесенными по высоте, превышающей толщину пласта, дополнительным пакером. Основной пакер выполнен из эластичной манжеты, установленной между верхней опорой и нижней конусной опорой, и проходного корпуса, жестко соединенного при помощи верхней опоры с нижней частью полого ствола и оснащенного ниже нижней опоры на наружной поверхности фигурным пазом с коротким и длинным продольным участками. На проходном корпусе с возможностью осевого перемещения установлена обойма со штифтом, размещенным в фигурном пазе, и соединенными подпружиненными наружу центраторами и подпружиненными вовнутрь шлипсами, выполненными с возможностью взаимодействия внутренними скосами с конусной частью нижней опоры при нахождении штифта в длинном продольном участке фигурного паза - рабочее положение. Выше основного пакера расположен дополнительный пакер, выполненный из верхнего упора с цилиндрической втулкой, нижнего упора и дополнительной эластичной манжеты, установленной на цилиндрической втулке между упорами, который телескопически установлен с возможностью осевого перемещения вниз в нижний упор. Нижний упор жестко соединен с верхней частью полого ствола, а верхний упор снабжен якорем и соединен для спуска в скважину с колонной труб. Длина полого ствола подобрана так, чтобы перекрыть с двух сторон наибольший из пластов скважины. Глухая перегородка установлена в проходном корпусе основного пакера или в стволе ниже радиальных каналов. В данном устройстве глухая перегородка установлена на нижнем конце проходного корпуса основного пакера. Верхний упор изготовлен сборным, состоящим из якоря, опорного корпуса с внутренней цилиндрической выборкой, взаимодействующего с дополнительной эластичной манжетой. Цилиндрическая втулка жестко соединена с колонной труб и вставлена в опорный корпус верхнего упора с возможностью ограниченного наружным выступом, размещенным в цилиндрической выборке, перемещения вниз. Якорь выполнен сборным в виде секторов конуса с внутренней выборкой, соединенных с опорным корпусом с возможностью радиального перемещения. Якорь также содержит полый корпус, выполненный поджатым вверх посредством пружины и шайбы с возможностью ограниченного осевого перемещения вниз относительно цилиндрической втулки, с подпружиненными вовнутрь плашками, выполненными с возможностью радиального перемещения относительно полого корпуса якоря и взаимодействия изнутри с секторами конуса, поджатыми вовнутрь посредством кольца. На наружной поверхности цилиндрической втулки выполнены кольцевая выборка под пружинное кольцо, а выше - верхний и нижний кольцевые выступы с коническими фасками. Верхний кольцевой выступ взаимодействует с плашками, а нижний кольцевой выступ расположен во внутренних выборках секторов конуса. На внутренней поверхности опорного корпуса между цилиндрической выборкой и конусными секторами выполнено кольцевое сужение, которое расположено ниже кольцевой выборки цилиндрической втулки с возможностью взаимодействия с пружинным кольцом. Пружинное кольцо оснащено верхней и нижней фасками. Нижняя фаска допускает проход пружинного кольца через кольцевое сужение опорного корпуса вниз только после запакеровки эластичных манжет в скважине. Верхняя фаска допускает проход пружинного кольца через кольцевое сужение опорного корпуса вверх с допустимым усилием. 3 ил.

 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к устройствам для разобщения пластов в скважине при раздельной закачке в них различных реагентов.

Известно «Устройство для обработки пластов в скважине» (патент RU №2234589, МПК 7 Е21В 33/12, опубл. БИ №23 от 20.08.2004 г.), содержащее пакер, включающий корпус и эластичную манжету, разобщитель, включающий ствол и золотник, снабженные радиальными каналами, при этом корпус пакера выполнен проходным в осевом направлении, а золотник разобщителя расположен внутри его ствола, соединен с ним срезными элементами, заглушен снизу и имеет по наружной поверхности выше заглушенного участка меньший диаметр, образующий со стволом полость, сообщающуюся через радиальные каналы с внутренним пространством разобщителя, снабжен конусной расточкой, в которой установлено стопорное кольцо, взаимодействующее с кольцевой проточкой, расположенной в нижней части ствола, и посадочным седлом для шара, сбрасываемого вовнутрь устройства перед обработкой второго пласта.

Недостатком данного устройства является то, что устройство не имеет пакера над верхним пластом, поэтому при обработке верхнего пласта давление закачки, при котором может принимать верхний пласт, может быть гораздо выше допустимого на обсадную колонну, особенно в старых скважинах, срок эксплуатации которых превышает 20 лет, в таком случае это может привести к нарушению обсадной колонны выше верхнего пласта, а это - капитальный ремонт скважины, выражающийся в дополнительных неоправданных вложениях материальных и финансовых средств.

Также известно «Устройство для обработки пластов в скважине» (патент RU № 2282017, МПК 7 Е21В 33/12, опубл. БИ №23 от 20.08.2006 г.), содержащее пакер, включающий проходной корпус и эластичную манжету, разобщитель, включающий ствол с радиальными каналами и внутренней цилиндрической выборкой, золотник с двумя рядами радиальных каналов, разделенных поперечной глухой перегородкой, и вставленный в ствол, установленную внутри золотника втулку с посадочным седлом для шара, сбрасываемого вовнутрь устройства перед обработкой второго пласта, при этом верхний ряд радиальных каналов золотника находится напротив радиальных каналов ствола, а ствол, золотник и втулка соединены между собой дифференциальными срезными элементами, причем перед обработкой второго пласта верхние и нижние ряды радиальных каналов золотника сообщаются между собой посредством внутренней цилиндрической выборки ствола, гидравлически соединяя внутреннее пространство насосно-компрессорных труб с внутренним пространством корпуса пакера, при этом устройство выше разобщителя на расстоянии от пакера, превышающем толщину верхнего пласта, снабжено дополнительным пакером, состоящим из цилиндра сверху и дополнительной эластичной манжеты, установленной на соединенном с разобщителем посредством муфты полом основании, с которым вверху жестко соединен поршень, и жестко связанного с колонной насосно-компрессорных труб цилиндра, в который телескопически установлен поршень с возможностью осевого перемещения вверх, образующего с поршнем полость, гидравлически соединенную с внутренним пространством насосно-компрессорных труб, причем цилиндр выполнен с возможностью взаимодействия с дополнительной эластичной манжетой.

Недостатки данного устройства:

- во-первых, позволяет производить только последовательную обработку двух пластов, поэтому в многопластовой скважине (три и более пластов) после срабатывания золотника (разрыве дифференциальных срезных винтов) необходимо поднять устройство на устье скважины и перебрать детали, заменить дифференциальные срезные элементы, после чего вновь спустить устройство в скважины для последующей работы;

- во-вторых, не имеет якоря над дополнительным пакером, а усилие прижатия дополнительной эластичной манжеты зависит от веса колонны насосно-компрессорных труб и давления жидкости в надпоршневом пространстве, гидравлически сообщенном с внутренним пространством колонны НКТ, поэтому если обрабатываемый пласт находится на небольшой глубине (400-600 м), то возможна негерметичная посадка дополнительного пакера.

Наиболее близким по технической сущности является «Устройство для обработки пластов в скважине» (патент RU №2282710, МПК 8 Е21В 33/12, опубл. БИ №23 от 27.08.2006 г.), содержащее пакер, включающий проходной корпус и эластичную манжету, разобщитель, включающий ствол с радиальными каналами и внутренней цилиндрической выборкой, вставленный в ствол золотник с двумя рядами радиальных каналов, разделенных поперечной глухой перегородкой, установленную внутри золотника втулку с посадочным седлом для шара, сбрасываемого вовнутрь устройства перед обработкой второго пласта, при этом верхний ряд радиальных каналов золотника находится напротив радиальных каналов ствола, а ствол, золотник и втулка соединены между собой дифференциальными срезными элементами, причем перед обработкой второго пласта верхние и нижние ряды радиальных каналов золотника сообщаются между собой посредством внутренней цилиндрической выборки ствола, гидравлически соединяя внутреннее пространство насосно-компрессорных труб с внутренним пространством корпуса пакера, при этом устройство выше разобщителя на расстоянии от пакера, превышающем толщину верхнего пласта, снабжено дополнительным пакером, состоящим из верхнего упора с цилиндрическим сужением, нижнего упора и дополнительной эластичной манжеты, установленной на цилиндрическом сужении верхнего упора, который телескопически установлен с возможностью осевого перемещения вниз в нижний упор, относительно которого зафиксирован срезным элементом, при этом нижний упор выполнен с возможностью взаимодействия с дополнительной эластичной манжетой, верхний упор снабжен гидравлическими якорями, поджатыми вовнутрь и взаимодействующими с обсадной колонной под давлением, создаваемым во внутреннем пространстве насосно-компрессорных труб (НКТ).

Недостатки данного устройства:

- во-первых, низкая пропускная способность устройства при больших объемах закачки или высоковязких реагентах, что связано с многочисленными отверстиями в золотнике и каналами между стволом разобщителя и золотника;

- во-вторых, низкая надежность работы верхнего гидравлического якоря, так как усилие фиксации якоря на внутренних стенках обсадной колонны зависит от давления закачки реагента через дополнительный пакер, поэтому при остановке закачки реагента возможна несанкционированная распакеровка дополнительного пакера;

- в-третьих, при работе с устройством возможно то, что расстояние между пакером и дополнительным пакером окажется меньше высоты одного из обрабатываемых пластов, тогда обработка данного пласта становится невозможной, при этом необходимо удлинять патрубок, а это требует подъема устройства на устье скважины, наращивание патрубка и повторный спуск устройства в скважину.

Технической задачей изобретения является создание конструкции пакера, позволяющего производить индивидуальную последовательную обработку пластов вне зависимости от высоты пласта в многопластовой скважине с надежной работой верхнего якоря и возможности закачки реагентов в любых объемах независимо от их вязкости.

Поставленная техническая задача решается устройством для обработки пластов в скважине, содержащим основной и дополнительный пакеры, соединенные полым стволом с радиальными каналами и разнесенные по высоте, превышающей толщину пласта, глухую перегородку, внутреннюю цилиндрическую выборку, причем основной пакер выполнен из эластичной манжеты, установленной между верхней опорой и нижней конусной опорой, и проходного корпуса, жестко соединенного при помощи верхней опоры с нижней частью ствола и оснащенного ниже нижней опоры на наружной поверхности фигурным пазом с коротким и длинным продольным участками, соединенными фигурным участком, а на проходном корпусе с возможностью осевого перемещения установлена обойма со штифтом, размещенным в фигурном пазе, и соединенными подпружиненными наружу центраторами и подпружиненными вовнутрь шлипсами, выполненными с возможностью взаимодействия внутренними скосами с конусной частью нижней опоры при нахождении штифта в длинном продольном участке фигурного паза - рабочее положение, при этом расположенный выше основного дополнительный пакер выполнен из верхнего упора с цилиндрической втулкой, нижнего упора и дополнительной эластичной манжеты, установленной на цилиндрической втулке между упорами, который телескопически установлен с возможностью осевого перемещения вниз в нижний упор, причем нижний упор жестко соединен с верхней частью ствола, а верхний упор снабжен якорем и соединен для спуска в скважину с колонной труб.

Новым является то, что длину ствола подбирают такой длины, чтобы перекрыть с двух сторон наибольший из пластов скважины, глухая перегородка установлена в проходном корпусе основного пакера или в стволе ниже радиальных каналов, а верхний упор изготовлен сборным, состоящим из якоря, опорного корпуса с внутренней цилиндрической выборкой, взаимодействующего с дополнительной эластичной манжетой, и цилиндрическая втулка жестко соединена с колонной труб и вставлена в опорный корпус верхнего упора с возможностью ограниченного наружным выступом, размещенным в цилиндрической выборке, перемещения вниз, при этом якорь выполнен сборным в виде секторов конуса с внутренней выборкой, соединенных с опорным корпусом с возможностью радиального перемещения, и полый корпус выполнен поджатым вверх с возможностью ограниченного осевого перемещения вниз относительно цилиндрической втулки, с подпружиненными вовнутрь плашками, выполненными с возможностью радиального перемещения относительно полого корпуса якоря и взаимодействия изнутри с секторами конуса, поджатыми вовнутрь, при этом на наружной поверхности цилиндрической втулки выполнены кольцевая выборка под пружинное кольцо и расположенные выше верхний и нижний кольцевые выступы с коническими фасками, верхний из которых взаимодействует с плашками, а нижний - расположен во внутренних выборках секторов конуса, причем на внутренней поверхности опорного корпуса между цилиндрической выборкой и конусными секторами выполнено кольцевое сужение, которое расположено ниже кольцевой выборки цилиндрической втулки с возможностью взаимодействия с пружинным кольцом, оснащенное верхней и нижней фасками, нижняя из которых допускает проход пружинного кольца через кольцевое сужение опорного корпуса вниз только после запакеровки эластичных манжет в скважине, а верхняя - вверх с допустимым усилием.

На фиг.1 изображена верхняя часть предлагаемого устройства, устанавливаемая над обрабатываемым пластом в продольном разрезе.

На фиг.2 изображена нижняя часть предлагаемого устройства, устанавливаемая под обрабатываемым пластом в продольном разрезе.

На фиг.3 - вид А - развертка формы и направления фигурного паза корпуса основного пакера.

Устройство состоит из основного пакера 1, соединенного полым стволом 2 с радиальными каналами 3, разнесенными по высоте, превышающей толщину пласта (на фиг.1, 2, 3 не показано), дополнительным пакером 4.

Основной пакер 1 выполнен из эластичной манжеты 5, установленной между верхней опорой 6 и нижней конусной опорой 7, и проходного корпуса 8, жестко соединенного при помощи верхней опоры 6 с нижней частью полого ствола 2 и оснащенного ниже нижней опоры 7 на наружной поверхности фигурным пазом 9 (см. фиг.3) с коротким 10 и длинным 11 продольным участками.

На проходном корпусе 8 (см. фиг.2) с возможностью осевого перемещения установлена обойма 12 со штифтом 13, размещенным в фигурном пазе 9, и соединенными подпружиненными наружу центраторами 14 и подпружиненными вовнутрь шлипсами 15, выполненными с возможностью взаимодействия внутренними скосами 16 с конусной частью 17 нижней опоры 7 при нахождении штифта 13 в длинном продольном участке 11 фигурного паза 9 - рабочее положение.

Выше основного пакера 1 расположен дополнительный пакер 4, выполненный из верхнего упора 18 с цилиндрической втулкой 19, нижнего упора 20 и дополнительной эластичной манжеты 21, установленной на цилиндрической втулке 19 между упорами 18 и 20, который телескопически установлен с возможностью осевого перемещения вниз в нижний упор 20.

Нижний упор 20 жестко соединен с верхней частью полого ствола 2, а верхний упор 18 снабжен якорем 22 и соединен для спуска в скважину с колонной труб 23.

Длину полого ствола 2 подбирают такой длины, чтобы перекрыть с двух сторон наибольший из пластов скважины.

Глухая перегородка 24 установлена в проходном корпусе 8 основного пакера 1 или в стволе 2 ниже радиальных каналов 3. В данном устройстве глухая перегородка 24 установлена на нижнем конце проходного корпуса 8 основного пакера 1.

Верхний упор 18 изготовлен сборным, состоящим из якоря 22, опорного корпуса 25 с внутренней цилиндрической выборкой 26, взаимодействующего с дополнительной эластичной манжетой 21.

Цилиндрическая втулка 19 жестко соединена с колонной труб 23 и вставлена в опорный корпус 25 верхнего упора 18 с возможностью ограниченного наружным выступом 27, размещенным в цилиндрической выборке 26, перемещения вниз.

Якорь 22 выполнен сборным в виде секторов конуса 28 с внутренней выборкой 29, соединенных с опорным корпусом 25 с возможностью радиального перемещения.

Якорь 22 также содержит полый корпус 30, выполненный поджатым вверх посредством пружины 31 и шайбы 32 с возможностью ограниченного осевого перемещения вниз относительно цилиндрической втулки 19, с подпружиненными вовнутрь плашками 33, выполненными с возможностью радиального перемещения относительно полого корпуса 30 якоря 22 и взаимодействия изнутри с секторами конуса 28, поджатыми вовнутрь посредством кольца 34. На наружной поверхности цилиндрической втулки 19 выполнены кольцевая выборка 35 под пружинное кольцо 36, а выше - верхний 37 и нижний 38 кольцевые выступы с коническими фасками.

Верхний кольцевой выступ 37 взаимодействует с плашками 33, а нижний кольцевой выступ 38 расположен во внутренних выборках 29 секторов конуса 28.

На внутренней поверхности опорного корпуса 25 между цилиндрической выборкой 26 и конусными секторами 28 выполнено кольцевое сужение 39, которое расположено ниже кольцевой выборки 35 цилиндрической втулки 19 с возможностью взаимодействия с пружинным кольцом 36. Пружинное кольцо 36 оснащено верхней 40 и нижней 41 фасками.

Нижняя фаска 41 допускает проход пружинного кольца 36 через кольцевое сужение 39 опорного корпуса 25 вниз только после запакеровки эластичных манжет 21 в скважине. Верхняя фаска 40 допускает проход пружинного кольца 36 через кольцевое сужение 39 опорного корпуса 25 вверх с допустимым усилием. Угол наклона нижней фаски 41 пружинного кольца 36 больше угла наклона верхней фаски, что позволяет проскальзывать пружинному кольцу 36 через кольцевое сужение 39 опорного корпуса 25 вверх с меньшим усилием, чем вниз.

Несанкционированные перетоки жидкости в процессе работы устройства исключаются уплотнительными элементами 42.

Устройство работает следующим образом.

Перед спуском устройства в скважину длину ствола 2 (см. фиг.1 и 2) подбирают такой длины, чтобы перекрыть с двух сторон наибольший из пластов скважины, подлежащих обработке.

Устройство в собранном виде, как показано на фигурах 1 и 2, на колонне труб 23, например колонне насосно-компрессорных труб (НКТ) (см. фиг.1), спускают в многопластовую скважину (например, с тремя пластами, подлежащими обработке), например к самому нижнем пласту, подлежащему обработке, и устанавливают таким образом, чтобы верхняя часть устройства, то есть дополнительный пакер 4, и нижняя часть устройства (см. фиг.2), то есть основной пакер 1, находились соответственно выше и ниже пласта на 3-5 м (на фиг.1, 2, 3 не показано), который необходимо обработать.

Устройство приподнимают примерно на 1 м вверх и опускают. В результате этого штифт 13 (см. фиг.2 и 3) из короткого продольного участка 10 перемещается в длинный продольный участок 11 фигурного паза 9 - рабочее положение (перед спуском устройства в скважину штифт 13 устанавливается в продольном коротком участке 10 фигурного паза 9 так, как показано на фиг.3).

При дальнейшем перемещении устройства вниз детали 12-15 (фиг.1) остаются на месте, так как подпружиненные наружу центраторы 14 взаимодействуют с внутренними стенками обсадной колонны (на фиг.1, 2, 3 не показано); а остальные детали устройства двигаются вниз до тех пор, пока конусная часть 17 нижнего упора 11 не упрется в внутренние скосы 16 шлипсов 15.

Под действием веса колонны НКТ 23 шлипсы 15 расходятся в радиальном направлении до соприкосновения их зубчатой части с обсадной колонной, а эластичная манжета 5 основного пакера 1 под действием нагрузки сжимается, надежно перекрывая межколонное пространство скважины ниже обрабатываемого пласта (на фиг.1, 2, 3 не показано).

Колонну НКТ 23 продолжают разгружать, в результате чего опорный корпус 25 верхнего упора 18 дополнительного пакера 4, взаимодействующий сверху с дополнительной эластичной манжетой 21, расположенной на цилиндрической втулке 19 под весом колонны НКТ 25, начинает сжимать дополнительную эластичную манжету 21 и прижимать ее к внутренним стенкам обсадной колонны скважины (на фиг.1, 2, 3), при этом цилиндрическая втулка 19 совершает осевое перемещение вниз вместе с пружинным кольцом 36, находящимся в ее кольцевой выборке 35 относительно опорного корпуса 25. Вследствие перемещения вниз цилиндрической втулки 19 пружинное кольцо 36 благодаря нижней фаске 41 сжимается и проскальзывает вниз через кольцевое сужение 39 опорного корпуса 25. После чего пружинное кольцо 36 разжимается и фиксируется под кольцевым сужением 39 опорного корпуса 25.

Производят окончательную разгрузку колонны НКТ 23 на устройство. При этом за счет веса колонны НКТ 23 секторы конуса 28 расширяются благодаря тому, что внутренняя поверхность сектора конуса 21, расположенная выше внутренней выборки 29, взаимодействует с верхним кольцевым выступом 37 цилиндрической втулки 19, а внутренняя поверхность сектора конуса 28, расположенная ниже внутренней выборки 29, - с нижним кольцевым выступом 38 цилиндрической втулки 19.

Плашки 33, поджимаемые сверху полым корпусом 30 посредством пружины 31 и шайбы 32, благодаря ограничителю 43 цилиндрической втулки 19 расширяются до плотного и жесткого соприкосновения с внутренними стенками скважины благодаря взаимодействию с секторами конуса 28. Установка устройства относительно обрабатываемого пласта закончена, якорь 22 надежно и жестко зафиксирован в заданном интервале скважины. В результате эластичные манжеты 5 и 21 соответственно основного 1 и дополнительного 4 пакеров отсекают верхнюю и нижнюю части обсадной колонны относительно обрабатываемого пласта и предохраняют ее от воздействия высоких давлений, которые могут возникнуть при обработке пласта. После этого верхний конец колонны НКТ 23 крепят на опорном фланце устьевой арматуры (на фиг.1, 2, 3 не показано).

Устройство готово к работе. Приступают к обработке пласта. Для этого реагент, например соляную кислоту, по колонне НКТ 23 через внутреннее пространство цилиндрической втулки 19 и ряды радиальных каналов 3 полого ствола 2 закачивают в пласт под давлением, от воздействия которого обсадная колонна как выше устройства, так и ниже отсечена соответственно с помощью основного 1 и дополнительного 4 пакеров. При этом в процессе закачки реагента якорь 22 жестко зафиксирован на внутренних стенках обсадной колонны, что позволяет эластичной манжете сохранять гарантированную герметичность вне зависимости от создаваемого в процессе закачки давления в колонне НКТ и во внутреннем пространстве цилиндрической втулки 19. После обработки пласта реагент оставляют на реагирование. По прошествии времени реагирования проводят очистку пласта от продуктов реакции свабированием. Далее производят распакеровку устройства следующим образом. Верхний конец колонны НКТ 23 отсоединяют от крепления с опорным фланцем устьевой арматуры. Далее с устья скважины колонну НКТ 23 приподнимают вверх, то есть прилагают усилие, направленное вверх. Так как плашки 33 плотно прилегают к внутренним стенкам обсадной колонны скважины, то верхний упор 18 дополнительной эластичной манжеты 21 с секторами конуса 28, взаимодействующими с плашками 33, и полый корпус 30 остаются неподвижными, сжимая полым корпусом 30 при помощи шайбы 32, опирающейся на плашки 33, пружину 31, при этом цилиндрическая втулка 19 перемещается вверх, в том числе и пружинное кольцо 36, находящееся в кольцевой выборке 35 цилиндрической втулки 19, сжимается и перемещается вверх благодаря превышению допустимого усилия, например 180 кН, что достигается углом верхней фаски 40 пружинного кольца 36.

Пружинное кольцо 36 в сжатом состоянии поднимается вверх, минует кольцевое сужение 39 опорного корпуса 25 и занимает исходное положение (см. фиг.1). В результате внутренние выборки 29 секторов конуса 28 совпадают с нижним кольцевым расширением 38, и сектора конуса 21 под действием плашек 33 и пружинного кольца 34 сходятся внутрь вместе с плашками 33, которые возвращаются в транспортное положение под действием шайбы 32 и пружины 31, поднимающей также полый корпус 30 до ограничителя 43 цилиндрической втулки 19. Колонну НКТ 23 продолжают приподнимать, при этом сначала опорный корпус 25 верхнего упора 18 перестает сжимать сверху дополнительную эластичную манжету 21 дополнительного пакера 4, поэтому она сжимается радиально вовнутрь и отходит от внутренних стенок обсадной колонны, освобождаясь от запакеровки, а затем и эластичная манжета 5 основного пакера 1 освобождается и отходит от внутренних стенок обсадной колонны скважины, освобождаясь от запакеровки, вследствие того, что верхняя опора 6 перестает оказывать на нее сжимающее воздействие сверху. Устройство посредством колонны НКТ 23 продолжают приподнимать, при этом штифт 13 перемещается из длинного продольного участка 11 фигурного паза 9 (см. фиг.3) в нижнюю часть продольного короткого паза 10. Далее колонну НКТ опускают вниз примерно на 1 метр, при этом штифт 13 из нижней части продольного короткого паза 10 перемещается в ее верхнюю часть (см. фиг.3). В результате устройство получает транспортное положение и может быть переведено в другой верхний интервал обсадной колонны скважины. Далее устройство перемещают в другой верхний интервал скважины для обработки следующего пласта и повторяют вышеуказанные операции. Таким образом, вышеописанные операции повторяют столько, сколько пластов необходимо обработать.

Предлагаемое устройство для обработки пластов в скважине позволяет производить индивидуальную последовательную обработку пластов в любом количестве вне зависимости от высоты пласта в многопластовой скважине за одну спуско-подъемную операцию устройства с надежной фиксацией верхнего якоря на внутренних стенках обсадной колонны вне зависимости от создаваемого давления в самом устройстве в процессе закачки реагента. Кроме того, устройство позволяет проводить закачку реагентов в любых объемах независимо от их вязкости.

Устройство для обработки пластов в скважине, содержащее основной и дополнительный пакеры, соединенные полым стволом с радиальными каналами и разнесенные по высоте, превышающей толщину пласта, глухую перегородку, внутреннюю цилиндрическую выборку, причем основной пакер выполнен из эластичной манжеты, установленной между верхней опорой и нижней конусной опорой, и проходного корпуса, жестко соединенного при помощи верхней опоры с нижней частью ствола и оснащенного ниже нижней опоры на наружной поверхности фигурным пазом с коротким и длинным продольным участками, соединенными фигурным участком, а на проходном корпусе с возможностью осевого перемещения установлена обойма со штифтом, размещенным в фигурном пазе, и соединенными подпружиненными наружу центраторами и подпружиненными вовнутрь шлипсами, выполненными с возможностью взаимодействия внутренними скосами с конусной частью нижней опоры при нахождении штифта в длинном продольном участке фигурного паза - рабочее положение, при этом расположенный выше основного дополнительный пакер выполнен из верхнего упора с цилиндрической втулкой, нижнего упора и дополнительной эластичной манжеты, установленной на цилиндрической втулке между упорами, который телескопически установлен с возможностью осевого перемещения вниз в нижний упор, причем нижний упор жестко соединен с верхней частью ствола, а верхний упор снабжен якорем и соединен для спуска в скважину с колонной труб, отличающееся тем, что длина ствола подобрана такой длины, чтобы перекрыть с двух сторон наибольший из пластов скважины, глухая перегородка установлена в проходном корпусе основного пакера или в стволе ниже радиальных каналов, а верхний упор изготовлен сборным, состоящим из якоря, опорного корпуса с внутренней цилиндрической выборкой, взаимодействующего с дополнительной эластичной манжетой, и цилиндрическая втулка, жестко соединенная с колонной труб и вставленная в опорный корпус верхнего упора с возможностью ограниченного наружным выступом, размещенным в цилиндрической выборке, перемещения вниз, при этом якорь выполнен сборным в виде секторов конуса с внутренней выборкой, соединенные с опорным корпусом с возможностью радиального перемещения, и полый корпус, выполненный поджатым вверх с возможностью ограниченного осевого перемещения вниз относительно цилиндрической втулки, с подпружиненными вовнутрь плашками, выполненными с возможностью радиального перемещения относительно полого корпуса якоря и взаимодействия изнутри с секторами конуса, поджатыми вовнутрь, при этом на наружной поверхности цилиндрической втулки выполнены кольцевая выборка под пружинное кольцо и расположенные выше верхний и нижний кольцевые выступы с коническими фасками, верхний из которых взаимодействует с плашками, а нижний расположен во внутренних выборках секторов конуса, причем на внутренней поверхности опорного корпуса между цилиндрической выборкой и конусными секторами выполнено кольцевое сужение, которое расположено ниже кольцевой выборки цилиндрической втулки с возможностью взаимодействия с пружинным кольцом, оснащенное верхней и нижней фасками, нижняя из которых допускает проход пружинного кольца через кольцевое сужение опорного корпуса вниз только после запакеровки эластичных манжет в скважине, а верхняя - вверх перед с допустимым усилием.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтедобывающей области и может быть использовано для блокирования течения потока флюида в скважине, т.е. .

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть применено для проведения изоляционных и других работ при капитальном ремонте скважин. .

Пакер // 2409736
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности для цементирования обсадных колонн. .

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, к средствам защиты колонн от высоких давлений. .

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности для временного перекрытия ствола скважины. .

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности для перекрытия осевого канала обсадных труб. .

Пакер // 2397312
Изобретение относится к устройствам для разобщения внутреннего пространства эксплуатационных колонн в процессе эксплуатации и ремонта скважины. .

Пакер // 2397311
Изобретение относится к устройствам для разобщения внутреннего пространства в процессе эксплуатации и ремонта эксплуатационной колонны скважины. .

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и предназначено для временного перекрытия ствола скважины при проведении изоляционных работ при капитальном ремонте скважин, исследовании и обработке пластов

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к способам перекрытия интервалов скважины в процессе строительства и ремонта скважины

Изобретение относится к области строительства нефтяных и газовых скважин и предназначено, в частности, для разобщения пластов с применением пакеров

Изобретение относится к строительству и эксплуатации нефтяных и газовых скважин и может быть применено для изоляции пластов в скважине при ее креплении

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при добыче флюида (нефти, газа и др.) или закачке рабочего агента в скважину при одновременно-раздельной эксплуатации одного или нескольких пластов, а также для периодического отсекания и изолирования пласта или интервалов негерметичности, в том числе с возможностью регулирования подключения или отключения работающих пластов в режиме реального времени

Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для разобщения ствола скважины при манжетном цементировании обсадной колонны

Изобретение относится к пакерным устройствам и может быть использовано для восстановления герметичности поврежденных стенок скважинной колонны

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к устройствам для разобщения пластов в скважине при раздельной закачке в них различных реагентов

Изобретение относится к уплотнительному устройству для временного перекрытия скважины, в частности нефтяной, или трубопровода
Наверх