Пакер сдвоенный с приводом от вращения


 


Владельцы патента RU 2475621:

Общество с ограниченной ответственностью "Газпром ПХГ" (RU)

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для герметизации межтрубного пространства над противопесочным фильтром при его установке на газовых скважинах месторождений и подземных хранилищах газа. Обеспечивает повышение эксплуатационной надежности и эффективности работы устройства. Пакер сдвоенный содержит верхний и нижний пакеры, жестко связанные между собой соединительной муфтой, и механизм посадки, коаксиально установленный в верхнем пакере. Верхний пакер содержит ствол с диаметрально расположенными выступами на верхней торцевой поверхности. Ствол в верхней части жестко соединен с полым валом, имеющим верхнюю внутреннюю левую и нижнюю наружную правую резьбы. В нижней части на стволе между двумя обжимными обоймами установлен уплотнительный элемент, состоящий из двух или более цилиндрических манжет, разделенных шайбой. Над уплотнительным элементом установлен якорь, с возможностью осевого перемещения относительно ствола, состоящий из корпуса, шлипсов, прижатых пружиной к стволу, и конуса. Корпус выполнен в виде стакана, на боковой поверхности которого в средней части расположены окна под шлипсы, а в верхней части выполнены продольные пазы с винтами, жестко связанными с конусом и установлены срезные винты, связывающие конус с корпусом. Над якорем расположен разъемный корпус с внутренней резьбой в нижней части, обеспечивающей перемещение разъемного корпуса по полому валу. В верхней части разъемного корпуса выполнены два внутренних диаметрально противоположных шпоночных паза и внутренняя резьба. Нижняя часть разъемного корпуса охватывает верхнюю поверхность конуса с установленным на нем подшипником. Нижний пакер содержит ствол с металлическим уплотнительным кольцом и наружной резьбой в верхней части, а в нижней части ствол жестко связан с муфтой, над которой установлены уплотнитель, конус и корпус. Нижняя часть уплотнителя обжата кольцом-зацепом, боковая поверхность которого выполнена в виде загнутых лепестков. На наружной боковой поверхности уплотнителя выполнены кольцевые проточки, при этом верхняя часть уплотнителя обжимает конус. В средней части конуса установлен резиновый армированный компенсатор. Конус установлен с возможностью перемещения по стволу, обеспечивая контакт металлического уплотнительного кольца с внутренней торцевой поверхностью соединительной муфты. Корпус имеет внутреннюю резьбу в нижней части, обеспечивающую его перемещение по стволу. Нижняя часть корпуса охватывает верхнюю поверхность конуса с установленным на нем подшипником. В верхней части корпуса установлены срезные винты, связывающие корпус со стволом. Механизм посадки содержит зацеп и патрубок, жестко связанные между собой ключом, гайку и муфту. Зацеп выполнен в виде полого цилиндра, в нижней части которого расположены по два диаметрально противоположных верхних и нижних паза. Нижние пазы входят в зацепление с выступами ствола верхнего пакера. Ключ выполнен в виде муфты, на нижней наружной поверхности которой расположены две диаметрально противоположные шпонки, входящие в зацепление со шпоночными пазами разъемного корпуса верхнего пакера. Гайка установлена на зацепе под ключом с возможностью осевого перемещения по зацепу и имеет наружную левую резьбу, соответствующую внутренней левой резьбе полого вала верхнего пакера, и диаметрально расположенные выступы на нижней торцевой поверхности, входящие в зацепление с верхними пазами зацепа. Муфта жестко связана с верхней частью патрубка. 1 ил.

 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для герметизации межтрубного пространства над противопесочным фильтром при его установке на газовых скважинах месторождений и подземных хранилищах газа (далее ПХГ).

Анализ существующего уровня техники показал следующее:

известны пакеры гидравлические двустороннего действия (см. п. РФ №2160356 от 03.07.98 г. по кл. Е21В 33/12, опубл. 10.12.2000 г.; п. РФ №2208127 от 05.11.01 по кл. Е21В 33/12, опубл. 10.07.03 г. и др.) для изоляции вскрытых продуктивных объектов в нефтегазовых скважинах, исключения межпластовых перетоков, ликвидации мест негерметичности эксплуатационной колонны в скважинах. Недостатком пакеров данной конструкции является тот факт, что установку пакеров осуществляют путем создания в них перепада давления, что предполагает перекрытие условного прохода и соответственно приводит к дополнительным операциям по его восстановлению для дальнейшей эксплуатации скважины. При этом также возникает проблема соединения пакера с фильтром.

Известны двойные пакеры для изоляции опробуемого интервала скважины (см. а.с. №1370226 от 27.06.86 г. по кл. Е21В 33/12, опубл. 30.01.88 г.; а.с. №1573139 от 16.08.88 г. по кл. Е21В 33/12, опубл. 23.06.90 г.), применяемые при инженерно-геологических изысканиях. Недостатком данных пакеров является низкая эксплуатационная надежность работы устройства. Данные пакеры работают в необсаженных скважинах, осуществить надежную их посадку в обсаженных скважинах невозможно из-за малого трения пружин о стенки обсадной трубы. Конструкции этих пакеров не предназначены для соединения с фильтром, так как имеют глухие нижние торцы, однако в случае соединения пакера с фильтром вращение приводной трубы при посадке приведет к деформации или разрушению неподвижного фильтра.

Известны интервальные пакеры (см. а.с. №613081 от 05.06.75 г. по кл. Е21В 33/12, опубл. 30.06.78 г.; а.с. №901472 от 06.03.80 г. по кл. Е21В 33/12, опубл. 30.01.82 г.; а.с. №1442636 от 03.10.86 г. по кл. Е21В 33/12, опубл. 07.12.88 г.) для разобщения ствола скважин. Вышеуказанные пакеры оснащены двумя пакерующими устройствами и не предназначены для соединения с фильтром, так как гидромеханический способ их посадки предусматривает наличие глухого нижнего торца для создания давления в насосно-компрессорных трубах (далее НКТ). Для деформации герметизирующих элементов необходим вес колонны труб, что ограничивает применение пакеров при невозможности создания требуемой нагрузки.

Известна механическая пакерная система (см. п. РФ №2246604 от 21.07.03 по кл. Е21В 33/12, опубл. 20.02.05), предназначенная для изоляции участков в обсадной колонне при ее негерметичности. Для установки пакерной системы ее спускают на необходимую глубину, а затем приподнимают на 2,5 метра, переключая якорь нижнего пакера в рабочее положение. Пакеровка осуществляется перемещением пакерной системы вниз. Такие перемещения недопустимы в случае соединения пакерной системы с неподвижным фильтром.

Известно устройство для изоляции опробуемого интервала скважины (см. а.с. №987076 от 09.07.81 г. по кл. Е21В 33/12, опубл. 07.01.83 г.), включающее два уплотнительных элемента, применяемое при производстве работ по нагнетанию жидкости или газа в горный массив с целью фильтрационного опробования пород неглубоких скважин. В конструкции пакера заложен ручной привод его посадки. Для обеспечения механического привода пакера в глубоких скважинах необходим одновременный спуск труб двух типоразмеров труб (труба в трубе), что практически невыполнимо.

Известен механический пакер (см. а.с. №1667637 от 05.05.87 г. по кл. Е21В 33/12, опубл. 30.07.91 г.), предназначенный для разобщения ствола обсаженной скважины. Недостатком пакера является низкая эффективность работы устройства. Для деформации уплотнительных элементов в радиальном направлении необходимо приложить значительную осевую нагрузку, что не всегда возможно (например, в неглубоких скважинах). Для посадки пакера необходимо осевое перемещение ствола с колонной эксплуатационных труб, что недопустимо при жестком соединении ствола пакера с неподвижным фильтром. Один уплотнитель не обеспечит надежной герметизации из-за возможных дефектов внутренней поверхности обсадной колонны на участке их контакта.

Известен механический пакер (см. п. РФ №2294427 от 29.07.02 г. по кл. Е21В 33/12, опубл. 27.02.07 г.), предназначенный для герметизации ствола преимущественно пьезометрических скважин. Недостатком известного пакера является низкая эксплуатационная надежность и эффективность работы устройства, обусловленная следующим рядом причин. Посадку пакера осуществляют вращением ствола, с последующим его перемещением относительно уже неподвижных плашек якоря, что недопустимо в случае соединения пакера в комплексе с противопесочным фильтром, так как может привести к деформации неподвижного фильтра или перемещению последнего вдоль обсадной колонны. Установка одного уплотнителя не обеспечивает надежной герметизации из-за возможных дефектов внутренней поверхности обсадной колонны на участке их контакта. При извлечении пакера лифтовую колонну труб соединяют правым вращением, а затем левым вращением разрушают срезной элемент и откручивают переходник от ствола. При этом велика вероятность как отворота лифтовой колонны труб от пакера, так и разъединения отдельных труб лифтовой колонны.

Таким образом, нами не выявлены технические решения, близкие по технической сути, а именно пакеры сдвоенные с приводом от вращения, позволяющие соединить их с фильтром, осуществить посадку без нагрузки от веса инструмента и перемещения фильтра вдоль обсадной колонны, имеющие раздельный привод нижнего и верхнего уплотнительных элементов, а также разный принцип их деформации. Ближайший аналог не выделен, в связи с чем формула изобретения составлена без разделения на ограничительную и отличительную части.

Технический результат, который может быть получен при осуществлении предлагаемого изобретения, обеспечивает повышение эксплуатационной надежности и эффективности работы устройства за счет

- комплексного управления пакером посредством правого вращения, позволяющего соединить пакер с фильтром, осуществить его посадку и произвести съем ключа, исключая перемещение фильтра вдоль обсадной колонны, и левого вращения, позволяющего вернуть пакер в положение спуска и отсоединить его от фильтра;

- раздельного привода уплотнительного элемента верхнего пакера и уплотнителя нижнего пакера, а также разного принципа их деформации, то есть радиальной деформации уплотнительного элемента верхнего пакера сжатием и радиального расширения уплотнителя нижнего пакера конусом, обеспечивающим контакт металлического уплотнительного кольца с внутренней торцевой поверхностью соединительной муфты;

- возможности применения в скважинах различной глубины, т.к. для посадки пакера не требуется нагрузка от веса инструмента;

- возможности поэтапного контроля срабатывания отдельных конструктивных элементов пакера.

Технический результат достигается с помощью предлагаемого пакера, сдвоенного с приводом от вращения, включающего

верхний и нижний пакеры, жестко связанные между собой соединительной муфтой, и механизм посадки, коаксиально установленный в верхнем пакере.

Верхний пакер содержит ствол с диаметрально расположенными выступами на верхней торцевой поверхности, при этом ствол в верхней части жестко соединен с полым валом, имеющим верхнюю внутренней левую и нижнюю наружную правую резьбы;

в нижней части на стволе между двумя обжимными обоймами установлен уплотнительный элемент, состоящий из двух или более цилиндрических манжет, разделенных шайбой;

над уплотнительным элементом установлен якорь, с возможностью осевого перемещения относительно ствола, состоящий из корпуса, шлипсов, прижатых пружиной к стволу, и конуса;

корпус выполнен в виде стакана, на боковой поверхности которого в средней части расположены окна под шлипсы, а в верхней части выполнены продольные пазы с винтами, жестко связанными с конусом, и установлены срезные винты, связывающие конус с корпусом;

над якорем расположен разъемный корпус с внутренней резьбой в нижней части, обеспечивающей перемещение разъемного корпуса по полому валу, причем в верхней части разъемного корпуса выполнены два внутренних диаметрально противоположных шпоночных паза, а также внутренняя резьба, при этом нижняя часть разъемного корпуса охватывает верхнюю поверхность конуса с установленным на нем подшипником.

Нижний пакер содержит ствол с металлическим уплотнительным кольцом и наружной резьбой в верхней части, а в нижней части ствол жестко связан с муфтой, над которой установлены уплотнитель, конус и корпус;

нижняя часть уплотнителя обжата кольцом-зацепом, боковая поверхность которого выполнена в виде загнутых лепестков, а на наружной боковой поверхности уплотнителя выполнены кольцевые проточки, при этом верхняя часть уплотнителя обжимает конус;

в средней части конуса установлен резиновый армированный компенсатор, при этом конус установлен с возможностью перемещения по стволу, обеспечивая контакт металлического уплотнительного кольца с внутренней торцевой поверхностью соединительной муфты;

корпус имеет внутреннюю резьбу в нижней части, обеспечивающую его перемещение по стволу, причем нижняя часть корпуса охватывает верхнюю поверхность конуса с установленным на нем подшипником, при этом в верхней части корпуса установлены срезные винты, связывающие корпус со стволом.

Механизм посадки содержит зацеп и патрубок, жестко связанные между собой ключом, гайку и муфту;

зацеп выполнен в виде полого цилиндра, в нижней части которого расположены по два диаметрально противоположных верхних и нижних пазов, при этом нижние пазы входят в зацепление с выступами ствола верхнего пакера;

ключ выполнен в виде муфты, на нижней наружной поверхности которой расположены две диаметрально противоположные шпонки, входящие в зацепление со шпоночными пазами разъемного корпуса верхнего пакера;

гайка установлена на зацепе под ключом с возможностью осевого перемещения по зацепу и имеет наружную левую резьбу, соответствующую внутренней левой резьбе полого вала, и диаметрально расположенные выступы на нижней торцевой поверхности, входящие в зацепление с верхними пазами зацепа;

муфта жестко связана с верхней частью патрубка.

Таким образом, заявляемое техническое решение соответствует условию новизны.

Анализ изобретательского уровня показал следующее: из источников патентной документации и научно-технической литературы нами не выявлены технические решения, имеющие в своей основе признаки, совпадающие с отличительными признаками заявляемого технического решения. Достигаемый технический результат обусловлен неизвестными свойствами конструктивных элементов верхнего и нижнего пакеров, а также механизма посадки и связями между конструктивными элементами, обеспечивающими соединение пакера сдвоенного с фильтром и его посадку без нагрузки от веса инструмента и перемещения фильтра вдоль обсадной колонны.

Техническое решение явным образом не следует из уровня техники, то есть соответствует условию изобретательского уровня.

На чертеже представлен продольный разрез предлагаемого устройства.

Пакер сдвоенный с приводом от вращения содержит верхний пакер 1 и нижний пакер 2, жестко связанные между собой соединительной муфтой 3. В верхнем пакере 1 коаксиально установлен механизм посадки 4. Верхний пакер 1 состоит из ствола 5, на верхней торцевой поверхности которого диаметрально расположены выступы 6. В верхней части ствол 5 жестко соединен с полым валом 7, имеющим верхнюю внутреннюю левую и нижнюю наружную правую резьбы, а в нижней части на стволе 5 между двумя обжимными обоймами 8, 9 установлен уплотнительный элемент, состоящий из двух цилиндрических манжет 10, 11, разделенных шайбой 12. В зависимости от технического состояния колонны количество цилиндрических манжет может быть увеличено. Над уплотнительным элементом установлен якорь с возможностью осевого перемещения относительно ствола 5. Якорь состоит из корпуса 13, шлипсов 14, прижатых пружиной 15 к стволу 5 и конуса 16. Корпус 13 выполнен в виде стакана, на боковой поверхности которого в средней части расположены окна 17 под шлипсы 14. В верхней части корпуса 13 выполнены продольные пазы 18, в которых установлены винты 19, жестко связанные с конусом 16. В верхней части корпуса 13 установлены срезные винты 20, связывающие конус 16 с корпусом 13. В верхней части конуса 16 установлен подшипник 21. Над якорем установлен разъемный корпус 22 с внутренней резьбой в нижней части, обеспечивающей перемещение разъемного корпуса 22 по полому валу 7. В верхней части разъемный корпус 22 имеет два внутренних диаметрально противоположных шпоночных паза 23, а также внутреннюю резьбу. Нижняя часть разъемного корпуса 22 охватывает верхнюю поверхность конуса 16 с подшипником 21, обеспечивающим возможность вращения разъемного корпуса 22 относительно конуса 16.

Нижний пакер 2 состоит из ствола 24, на верхней торцевой поверхности которого установлено металлическое уплотнительное кольцо 25. В верхней части ствола 24 выполнена наружная резьба, а в нижней части ствол 24 жестко связан с муфтой 26. На стволе 24 над муфтой 26 установлены уплотнитель 27, конус 28 и корпус 29. Нижняя часть уплотнителя 27 обжата кольцом-зацепом 30, боковая поверхность которого выполнена в виде загнутых лепестков. На наружной боковой поверхности уплотнителя 27 выполнены кольцевые проточки 31. Верхняя часть уплотнителя 27 обжимает конус 28. В средней части конуса 28 установлен резиновый армированный компенсатор 32, а в верхней части - подшипник 33. Конус 28 установлен с возможностью перемещения по стволу 24, обеспечивая контакт металлического уплотнительного кольца 25 с внутренней торцевой поверхностью соединительной муфты 3. Корпус 29 имеет внутреннюю резьбу в нижней части, обеспечивающую его перемещение по стволу 24. Нижняя часть корпуса 29 охватывает верхнюю поверхность конуса 28 с подшипником 33, обеспечивающим вращение корпуса 29 относительно конуса 28. В верхней части корпуса 29 установлены срезные винты 34, связывающие корпус 29 со стволом 24.

Механизм посадки 4 содержит зацеп 35 и патрубок 36, жестко связанные между собой ключом 37, гайку 38 и муфту 39. Зацеп 35 выполнен в виде полого цилиндра, в нижней части которого расположены по два диаметрально противоположных верхних и нижних пазов 40, 41. Нижние пазы 41 зацепа 35 входят в зацепление с выступами 6 ствола 5 верхнего пакера 1. Ключ 37 выполнен в виде муфты, на нижней наружной поверхности которой расположены две диаметрально противоположные шпонки 42, входящие в зацепление со шпоночными пазами 23 разъемного корпуса 22 верхнего пакера 1. Гайка 38 установлена на зацепе 35 под ключом 37 с возможностью осевого перемещения по зацепу 35. Гайка 38 имеет наружную левую резьбу, соответствующую внутренней левой резьбе полого вала 7 верхнего пакера 1. На нижней торцевой поверхности гайки 38 диаметрально расположены выступы 43, входящие в зацепление с верхними пазами 40 зацепа 35. Муфта 39 жестко связана с верхней частью патрубка 36.

Пакер скважины ПХГ, оборудованной противопесочным фильтром, разъединяет кольцевое пространство скважины между эксплуатационной колонной и НКТ и призабойной зоной, оборудованной фильтром. Пакер служит для направления потока газа в полость НКТ через фильтр-каркас при отборе флюида и, наоборот, при закачке флюида. Пакер предотвращает воздействие рабочих давлений на эксплуатационную колонну, а также вынос гравийной обсыпки вверх в кольцевое пространство. Несмотря на то, что в настоящее время разработано значительное количество конструкций пакеров различного назначения и принципа действия, задача создания надежного технологичного пакера для скважин ПХГ, оборудованных противопесочным фильтром, остается актуальной ввиду специфики условий его работы:

- пакер должен обеспечивать надежное и герметичное соединение с фильтром, исключающее их самопроизвольное рассоединение в процессе эксплуатации скважины и перемещение вдоль эксплуатационной колонны;

- соединение пакера с фильтром, пакеровка и рассоединение его от НКТ необходимо проводить только правым вращением и осевым перемещением инструмента;

- пакер должен обеспечивать разъединение от фильтровой компоновки при извлечении в процессе последующего ремонта скважины;

- габаритные размеры пакера должны обеспечивать проход через эксплуатационную колонну с внутренним диаметром 148 мм;

- пакер должен выдерживать перепад давления кратковременно 25 МПа, длительно 16 МПа;

- манипуляции с пакером необходимо проводить с использованием стандартного оборудования.

Всем вышеперечисленным требованиям отвечает разработанный пакер сдвоенный с приводом от вращения.

Устройство работает следующим образом.

Пакер сдвоенный с приводом от вращения спускают в скважину, оборудованную противопесочным фильтром, на НКТ. Нижние пазы 41 зацепа 35 механизма посадки 4 вводят в зацепление с выступами 6 ствола 5 верхнего пакера 1 и к НКТ сообщают правое вращение для соединения пакера сдвоенного с противопесочным фильтром. После соединения пакера сдвоенного с фильтром усилие от вращения НКТ передается срезным винтам 34, в результате чего они срезаются и корпус 29 перемещается вниз по стволу 24, перемещая вниз конус 28. Перемещение корпуса 29 и соответственно конуса 28 происходит до тех пор, пока верхний торец ствола 24 с металлическим уплотнительным кольцом 25 не сомкнется с нижним внутренним торцом соединительной муфты 3, обеспечив торцевое уплотнение ствола 24. При этом конус 28 деформирует уплотнитель 27 и производится пакеровка нижнего пакера 2. Установленный на конусе 28 армированный компенсатор 32 под действием осевой силы от уплотнителя 27 раздается в радиальном направлении, препятствуя выдавливанию уплотнителя 27 за конус 28 и потере им напряжений сжатия и герметичности при более высоких давлениях. Сам компенсатор 32 не выдавливается благодаря армированию. Затем натяжением механизма посадки 4 зацеп 35 выводят из зацепления со стволом 5 верхнего пакера 1 и вводят в зацепление его верхние пазы 40 с выступами 43 гайки 38. При этом диаметрально противоположные шпонки 42 ключа 37 механизма посадки 4 выходят из шпоночных пазов 23 разъемного корпуса 22 верхнего пакера 1, и при правом вращении НКТ гайка 38 выкручивается из полого вала 7. Далее механизм посадки 4 опускают вниз, заводя диаметрально противоположные шпонки 42 ключа 37 в шпоночные пазы 23 разъемного корпуса 22. При этом нижние пазы 41 зацепа 35 механизма посадки 4 не входят в зацепление с выступами 6 ствола 5 верхнего пакера 1, поэтому дальнейшее правое вращение НКТ приводит к вращению разъемного корпуса 22 с одновременным перемещением вниз по полому валу 7. Осевое усилие передается конусу 16 и соответственно корпусу 13 якоря, перемещение которых по стволу 5 приводит к пакеровке уплотнительного элемента верхнего пакера 1. После пакеровки при дальнейшем вращении возрастающее осевое усилие передается срезным винтам 20, в результате чего они срезаются и конус 16 якоря, перемещаясь вниз по стволу 5, входит во взаимодействие со шлипсами 14, которые разводятся в радиальном направлении до контакта со стенкой обсадной колонны. После посадки пакера сдвоенного механизм посадки 4 извлекают на поверхность. Для эксплуатации пакера сдвоенного проводят спуск НКТ, которые соединяют с разъемным корпусом 22.

После завершения эксплуатации пакера и извлечения НКТ проводят спуск левого инструмента с левым метчиком. Левым вращением инструмента метчик вворачивают в разъемный корпус 22 и дальнейшим вращением влево пакер сдвоенный возвращают в положение спуска (исходное положение). При этом разъемный корпус 22, перемещаясь по полому валу 7 вверх, перемещает конус 16 якоря. Конус 16 выходит из взаимодействия со шлипсами 14 и под действием пружины 15 они возвращаются в исходное положение. Далее происходит перемещение вверх корпуса 13 якоря и освобождение уплотнительного элемента верхнего пакера 1. После того как разъемный корпус 22 займет крайнее верхнее положение, левое вращение через ствол 5 и соединительную муфту 3 передается корпусу 29, в результате чего он, перемещаясь по стволу 24 вверх, выводит конус 28 из-под уплотнителя 27. После того как корпус 29 займет крайнее верхнее положение, муфта 26 отворачивается от фильтра, после чего проводят подъем пакера сдвоенного.

Таким образом, можно сделать вывод о соответствии заявляемого технического решения условию "промышленная применимость".

Заявляемое техническое решение соответствует критерию патентоспособности, а именно условиям "новизна" и "изобретательский уровень".

Пакер сдвоенный с приводом от вращения, включающий верхний и нижний пакеры, жестко связанные между собой соединительной муфтой, и механизм посадки, коаксиально установленный в верхнем пакере, причем верхний пакер содержит ствол с диаметрально расположенными выступами на верхней торцевой поверхности, при этом ствол в верхней части жестко соединен с полым валом, имеющим верхнюю внутреннюю левую и нижнюю наружную правую резьбы, а в нижней части на стволе между двумя обжимными обоймами установлен уплотнительный элемент, состоящий из двух или более цилиндрических манжет, разделенных шайбой, а над уплотнительным элементом установлен якорь с возможностью осевого перемещения относительно ствола, состоящий из корпуса, шлипсов, прижатых пружиной к стволу и конуса, причем корпус выполнен в виде стакана, на боковой поверхности которого в средней части расположены окна под шлипсы, а в верхней части выполнены продольные пазы с винтами, жестко связанными с конусом и установлены срезные винты, связывающие конус с корпусом, а над якорем расположен разъемный корпус с внутренней резьбой в нижней части, обеспечивающей перемещение разъемного корпуса по полому валу, причем в верхней части разъемного корпуса выполнены два внутренних диаметрально противоположных шпоночных паза, а также внутренняя резьба, при этом нижняя часть разъемного корпуса охватывает верхнюю поверхность конуса с установленным на нем подшипником, а нижний пакер содержит ствол с металлическим уплотнительным кольцом и наружной резьбой в верхней части, а в нижней части ствол жестко связан с муфтой, над которой установлены уплотнитель, конус и корпус, причем нижняя часть уплотнителя обжата кольцом-зацепом, боковая поверхность которого выполнена в виде загнутых лепестков, а на наружной боковой поверхности уплотнителя выполнены кольцевые проточки, при этом верхняя часть уплотнителя обжимает конус, в средней части которого установлен резиновый армированный компенсатор, причем конус установлен с возможностью перемещения по стволу, обеспечивая контакт металлического уплотнительного кольца с внутренней торцевой поверхностью соединительной муфты, а корпус имеет внутреннюю резьбу в нижней части, обеспечивающую его перемещение по стволу, причем нижняя часть корпуса охватывает верхнюю поверхность конуса с установленным на нем подшипником, при этом в верхней части корпуса установлены срезные винты, связывающие корпус со стволом, а механизм посадки содержит зацеп и патрубок, жестко связанные между собой ключом, гайку и муфту, причем зацеп выполнен в виде полого цилиндра, в нижней части которого расположены по два диаметрально противоположных верхних и нижних паза, при этом нижние пазы входят в зацепление с выступами ствола верхнего пакера, а ключ выполнен в виде муфты, на нижней наружной поверхности которой расположены две диаметрально противоположные шпонки, входящие в зацепление со шпоночными пазами разъемного корпуса верхнего пакера, причем гайка установлена на зацепе под ключом с возможностью осевого перемещения по зацепу и имеет наружную левую резьбу, соответствующую внутренней левой резьбе полого вала верхнего пакера, и диаметрально расположенные выступы на нижней торцевой поверхности, входящие в зацепление с верхними пазами зацепа, а муфта жестко связана с верхней частью патрубка.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к устройствам для поддержания пластового давления многопластовых нефтяных месторождений. .

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при ремонте скважин. .

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к устройствам для разобщения пластов в скважине при их обработке и эксплуатации. .

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение в скважинах с относительно небольшими глубинами, в которых веса инструмента недостаточно для создания необходимой нагрузки при запакеровке.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам и устройствам для герметизации эксплуатационной колонны. .

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам герметизации эксплуатационной колонны. Способ герметизации эксплуатационной колонны включает спуск в эксплуатационную колонну скважины двух пакеров, соединенных между собой трубой, на посадочном инструменте, в качестве которого используется колонна насосно-компрессорных труб, их посадку в эксплуатационной колонне выше и ниже интервала негерметичности с последующим извлечением посадочного инструмента. До возникновения негерметичности эксплуатационной колонны отбором проб производят анализ химического состава пластовой жидкости, затем на устье скважины собирают следующую компоновку снизу-вверх: нижний пакер, труба, верхний пакер, левый переводник, разделительный клапан, производят спуск компоновки на посадочном инструменте в интервал негерметичности эксплуатационной колонны, далее производят посадку пакеров, затем приводят в действие разделительный клапан, который гидравлически разделяет компоновку от посадочного инструмента и сообщает внутренние пространства посадочного инструмента с межколонным пространством скважины выше верхнего пакера, затем свабированием по посадочному инструменту снижают уровень жидкости в скважине над верхним пакером и определяют герметичность посадки верхнего пакера, при негерметичной посадке верхнего пакера срывают пакеры и извлекают всю компоновку на ревизию, после чего повторяют вышеописанные операции до герметичной посадки верхнего пакера, при герметичной посадке верхнего пакера вращают по часовой стрелке посадочный инструмент с устья скважины и отворачивают посадочный инструмент с разделительным клапаном и левым переводником, извлекают посадочный инструмент с разделительным клапаном и левым переводником из эксплуатационной колонны на поверхность, запускают скважину в эксплуатацию и отбором проб производят повторный анализ химического состава пластовой жидкости, сопоставлением результатов анализов химического состава пластовой жидкости в начальной и повторной пробах определяют герметичность посадки нижнего пакера, при негерметичной посадке нижнего пакера выполняют повторную герметизацию эксплуатационной колонны, как описано выше, от спуска компоновки в интервал негерметичности эксплуатационной колонны до определения герметичности посадки нижнего пакера. Предлагаемый способ герметизации эксплуатационной колонны прост в осуществлении, так как весь технологический процесс герметизации эксплуатационной колонны осуществляется за один спуск инструмента. Имеется возможность контроля герметичности посадки верхнего пакера до его отсоединения от посадочного инструмента. Также возможно извлечение двухпакерной компоновки на устье скважины в случае негерметичной посадки верхнего пакера до отсоединения от посадочного инструмента, что повышает эффективность и успешность работ по герметизации эксплуатационных колонн двухпакерными компоновками. 4 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам герметизации эксплуатационной колонны. Способ герметизации эксплуатационной колонны включает спуск в эксплуатационную колонну скважины на посадочном инструменте, выполненном в виде колонны насосно-компрессорных труб (НКТ), двух пакеров, соединенных между собой трубой, их посадку в эксплуатационной колонне выше и ниже нарушения с последующим извлечением посадочного инструмента. До появления негерметичности в эксплуатационной колонне на нижнем конце посадочного инструмента выполняют радиальные отверстия, а ниже радиальных отверстий в посадочном инструменте устанавливают ограничитель, радиальные отверстия в начальном положении герметично перекрывают полой втулкой, имеющей возможность ограниченного осевого перемещения до упора в ограничитель посадочного инструмента и фиксации в посадочном инструменте, после появления негерметичности на устье скважины собирают следующую компоновку снизу вверх: нижний пакер, труба, верхний пакер, левый переводник, производят спуск компоновки в интервал негерметичности эксплуатационной колонны на посадочном инструменте, далее производят посадку пакеров, после чего проверяют герметичность посадки нижнего пакера, для чего на кабеле спускают геофизический прибор по посадочному инструменту в эксплуатационную колонну скважины в интервал нижнего пакера и производят геофизические исследования, затем извлекают геофизический прибор на кабеле из скважины, на устье скважины в посадочный инструмент устанавливают резиновую пробку с металлическим наконечником снизу, продавливают ее до фиксации металлического наконечника в полой втулке, при этом резиновая пробка герметично отсекает двухпакерную компоновку от посадочного инструмента и открываются радиальные отверстия посадочного инструмента, которые сообщают внутреннее пространство посадочного инструмента и межколонное пространство скважины выше верхнего пакера, после чего снижают уровень жидкости в межколонном пространстве скважины над верхним пакером свабированием по посадочному инструменту и определяют герметичность посадки верхнего пакера, при герметичной посадке обоих пакеров вращают по часовой стрелке посадочный инструмент с устья скважины, отворачивая посадочный инструмент от левого переводника, извлекают посадочный инструмент из эксплуатационной колонны на поверхность, при негерметичной посадке хотя бы одного из пакеров срывают пакеры и извлекают всю компоновку на ревизию, после чего повторяют вышеописанные операции. Предлагаемый способ герметизации эксплуатационной колонны прост в осуществлении, так как весь технологический процесс герметизации эксплуатационной колонны осуществляется за один спуск инструмента. Имеется возможность контроля герметичности посадки как верхнего, так и нижнего пакеров, а также извлечения двухпакерной компоновки на устье скважины в случае негерметичной посадки хотя бы одного из пакеров, что гарантирует высокую успешность работ по герметизации эксплуатационных колонн двухпакерными компоновками. 4 ил.

Группа изобретений относится к скважинному модуляционному устройству, предназначенному для использования в скважине. Устройство для использования в скважине содержит удлиненный корпус инструмента, растяжимые штанги и гибкую клапанную мембрану. Растяжимые штанги установлены на корпусе с возможностью открытия и закрытия. Мембрана прикреплена к растяжимым штангам и выполнена с возможностью перемещения между свернутым и развернутым положениями. Клапанная мембрана содержит первую сужающуюся часть, первый конец которой имеет первый диаметр, а второй конец имеет второй диаметр. Первый диаметр больше второго диаметра и больше внутреннего диаметра скважины. Первая сужающаяся часть присоединена к растяжимым штангам таким образом, что при использовании часть клапанной мембраны, плотно прилегающая к стенкам скважины, расположена между первым и вторым диаметрами. Клапанная мембрана являет трубкой, диаметр одного конца которой превышает наибольший диаметр, который необходимо герметизировать. Диаметр второго конца мембраны меньше наименьшего диаметра, который необходимо герметизировать. Указанное устройство для использования в скважине может быть включено в модуляционное устройство, которое помимо него содержит клапан для модуляции давления текучей среды в заполненной скважине. При использовании изобретения устранена необходимость встраивать модулятор в структуру скважины, а также устранена необходимость в насосе или сопле. 2 н. и 5 з.п. ф-лы, 13 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам герметизации эксплуатационной колонны. Способ герметизации эксплуатационной колонны включает спуск на посадочном инструменте в эксплуатационную колонну скважины двух пакеров, соединенных между собой трубой, их посадку в эксплуатационной колонне выше и ниже интервала негерметичности с последующим извлечением посадочного инструмента, герметизацию эксплуатационной колонны. Перед герметизацией эксплуатационной колонны временно блокируют пласт самораспадающимся после проверки герметичности нижнего пакера гелем, затем на устье скважины собирают следующую компоновку снизу вверх: нижний пакер, труба, верхний пакер, гидравлический разъединитель, спускают компоновку на посадочном инструменте в интервал негерметичности эксплуатационной колонны, далее последовательно производят посадку пакеров, причем сначала осевым перемещением на 1,5-2 м вверх-вниз сажают нижний пакер, а затем разгрузкой компоновки на нижний пакер сажают верхний пакер, после чего на кабеле в эксплуатационную колонну скважины спускают геофизический прибор по посадочному инструменту в интервал нижнего пакера и проверяют герметичность нижнего пакера, проводя геофизическое исследование, затем извлекают геофизический прибор на кабеле из скважины, далее заполняют межколонное пространство скважины над верхним пакером технологической жидкостью и производят опрессовку эксплуатационной колонны по межколонному пространству скважины под избыточным давлением, не превышающим допустимого давления на эксплуатационную колонну, выдерживают эксплуатационную колонну под избыточным давлением в течение 30 мин и определяют герметичность посадки верхнего пакера, при герметичной посадке обоих пакеров приводят в действие гидравлический разъединитель, для этого с устья скважины в посадочный инструмент сбрасывают шар, заполняют посадочный инструмент технологической жидкостью и создают в нем избыточное давление жидкости до срабатывания гидравлического разъединителя, после чего извлекают посадочный инструмент с гидравлическим разъединителем из эксплуатационной колонны на поверхность, при негерметичной посадке хотя бы одного из пакеров срывают пакеры и извлекают всю компоновку на ревизию, после чего повторяют операции по временной блокировке пласта, спуску, посадке и проверке пакеров на герметичность. Предлагаемый способ герметизации эксплуатационной колонны прост в осуществлении, так как весь технологический процесс герметизации эксплуатационной колонны осуществляется за один спуск инструмента. Имеется возможность контроля герметичности посадки верхнего пакера до его отсоединения от посадочного инструмента. Также возможно извлечение двухпакерной компоновки на устье скважины в случае негерметичной посадки верхнего пакера до отсоединения от посадочного инструмента, что повышает эффективность и успешность работ по герметизации эксплуатационных колонн двухпакерными компоновками в наклонно направленных скважинах. 5 ил., 1 табл.

Группа изобретений относится к горному делу, в частности к скважинным пакерным установкам. Скважинное оборудование содержит корпус, два проточных канала, уплотнение, установленное с возможностью перемещения на корпусе, узел клинового захвата, поддерживаемый на корпусе, канал в корпусе и промежуточный модуль. При этом промежуточный модуль обеспечивает перемещение текучей среды между каналом в корпусе и одним из двух продольных проточных каналов. Технический результат заключается в устранении необходимости полной разборки двухколонного или многоколонного пакера на буровой площадке и устранении задержек и возможности повреждения, связанных с такой перестройкой. 3 н. и 22 з.п. ф-лы, 7 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может найти применение при отключении водопритока в открытый ствол многозабойной горизонтальной скважины. Устройство для отключения интервала водопритока в открытом стволе многозабойной горизонтальной скважины содержит спускаемую в скважину колонну насосно-компрессорных труб с пакерами. Снизу колонна насосно-компрессорных труб с помощью гидравлического разъединителя соединена с двухпакерной компоновкой, состоящей из двух набухающих пакеров, соединенных межпакерной трубой, длина которой превышает длину интервала водопритока в скважине, на нижнем конце двухпакерной компоновки установлен перфорированный патрубок, в исходном положении герметично перекрытый изнутри втулкой и зафиксированный срезным элементом, при этом на нижнем конце патрубка установлен гидравлический отклонитель, обеспечивающий попадание в открытый ствол многозабойной горизонтальной скважины, причем в рабочем положении втулка имеет возможность ограниченного перемещения вниз под действием запорного элемента, спускаемого по колонне насосно-компрессорных труб с устья скважины до упора в торец гидравлического отклонителя с открытием перфорированных отверстий патрубка и фиксации в патрубке ниже ее перфорированных отверстий. Предлагаемое устройство позволяет повысить надежность в работе за счет упрощения конструкции и качество герметизации интервала водопритока в процессе эксплуатации скважины за счет использования водо- и нефтеводонабухающих пакеров в зависимости от типа жидкости в том интервале, в котором они установлены, и производить отключение интервалов водопритока в открытом стволе многозабойной горизонтальной скважины, при этом снижаются затраты на монтаж (демонтаж) и обслуживание в процессе эксплуатации скважины, так как устройство спускают в скважину отдельно от эксплуатационного оборудования. 2 ил.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено для эксплуатации нагнетательной скважины с многопакерной компоновкой. Способ включает спуск в скважину компоновки, посадку пакеров и их испытание на герметичность, закачку рабочего агента одновременно-раздельно в продуктивные пласты. Перед спуском шаблонируют эксплуатационную колонну шаблоном длиной от 30 до 100 м и диаметром, меньшим диаметра эксплуатационной колонны на 4-6 мм, при этом отмечают интервалы посадок и затяжек шаблона, определяют причины затяжек. Прорабатывают эксплуатационную колонну в интервалах установки пакеров и в интервалах посадок и затяжек шаблона. Промывают скважину обратной промывкой до выхода чистой промывочной жидкости. Монтируют компоновку. В качестве нижнего пакера используют пакер осевого действия, в качестве верхних пакеров - пакеры упорного действия. К приборам подсоединяют кабель, его закрепляют на наружной поверхности компоновки. Спускают компоновку, проводят гидравлические испытания на ее герметичность. Извлекают с помощью канатной техники пробку. Спускают компоновку в скважину на необходимую глубину на колонне насосно-компрессорных труб с замером длины и шаблонировкой внутреннего сечения колонны насосно-компрессорных труб. Одновременно крепят на наружной поверхности кабель и спускают кабель вместе с колонной насосно-компрессорных труб. Скорость спуска выдерживают не более 0,1 м/с. Следят за натяжением кабеля при спуске, не допускают рывков и ослабления натяжения кабеля. При посадке колонны насосно-компрессорных труб на клиновой захват не допускают попадания кабеля в клинья, при освобождении колонны насосно-компрессорных труб из клинового захвата высоту подъема трубы выбирают не более 0,25 м. Во время спуска не допускают разгрузки веса колонны насосно-компрессорных труб более 2 т, а при незапланированной посадке пакера для приведения пакера в транспортное положение поднимают колонну насосно-компрессорных труб на 2-3 м и медленно спускают колонну, проводя пакер через интервал незапланированной посадки. Выполняют привязку пакеров, выполняют подгонку компоновки в заданный интервал подгоночными патрубками, сращивают кабель с устьевыми приборами, монтируют планшайбу и превентор, проводят гидравлическое испытание колонны насосно-компрессорных труб на герметичность. Производят расчет величины подъема колонны насосно-компрессорных труб с компоновкой для посадки пакеров, определяют необходимую длину кабелей от устья скважины до панели контроллера, отрубают излишки кабеля, перепускают кабели через кабельный ввод, устанавливают пакеры, фиксируя изменения веса колонны насосно-компрессорных труб, выполняют заделку сальников кабельного ввода и производят проверку работоспособности приборов. Спрессовывают пакеры, устанавливают в скважинные камеры регуляторы давления со штуцерами заданных диаметров или скважинные манометры, а при эксплуатации скважины при закачке рабочего агента замеряют давление в колонне насосно-компрессорных труб и в затрубном пространстве между пластами и напротив каждого пласта. Контролируют зависимость давления в затрубном пространстве от изменения давления закачки в колонне насосно-компрессорных труб, наличие перетока из под пакера в надпакерное пространство. Определяют между пакерами напротив пластов расход жидкости, а при возникновении давления в затрубном пространстве вне зависимости от изменения давления закачки стравливают давление через затрубную задвижку. Технический результат заключается в повышении эффективности размещения в скважине многопакерной компоновки. 5 пр.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам герметизации эксплуатационной колонны. Технический результат заключается в повышении надежности и эффективности герметизации эксплуатационной колонны, достижении минимального сокращения проходного сечения эксплуатационной колонны с возможностью проведения по мере необходимости технологических операций при ремонте скважины и исследовании пласта. Способ герметизации эксплуатационной колонны включает проведение геофизических исследований в скважине по определению интервала негерметичности эксплуатационной колонны, спуск в эксплуатационную колонну скважины верхнего и нижнего пакеров, соединенных между собой трубой на посадочном инструменте, посадку верхнего и нижнего пакеров в скважине выше и ниже интервала негерметичности, извлечение посадочного инструмента из скважины. После определения интервала негерметичности эксплуатационной колонны выше и ниже интервала негерметичности эксплуатационной колонны проведением геофизических исследований определяют верхний и нижний интервалы вырезания эксплуатационной колонны и длину каждого интервала, с устья скважины в эксплуатационную колонну спускают бурильную колонну, оснащенную снизу гидравлическим забойным двигателем и вырезающим устройством, осуществляют резку эксплуатационной колонны сверху вниз сначала в верхнем интервале вырезания эксплуатационной колонны, а затем в нижнем интервале вырезания эксплуатационной колонны, поднимают колонну бурильных труб с гидравлическим забойным двигателем и вырезающим устройством на устье скважины, вновь спускают в эксплуатационную колонну скважины колонну бурильных труб с раздвижным расширителем на конце, вращают колонну бурильных труб с устья скважины и последовательно сверху вниз производят очистку от остатков разрушенного цементного камня сначала верхнего, а затем нижнего интервалов вырезания эксплуатационной колонны, после чего извлекают колонну бурильных труб с раздвижным расширителем из эксплуатационной колонны скважины, на устье скважины снизу вверх собирают компоновку: механический якорь, нижний водонабухающий пакер длиной, равной длине нижнего интервала вырезания эксплуатационной колонны, трубу длиной, равной расстоянию между интервалами вырезания, верхний водонабухающий пакер длиной, равной длине верхнего интервала вырезания эксплуатационной колонны, центратор, левый переводник, спускают компоновку на посадочном инструменте в эксплуатационную колонну скважины так, чтобы верхний и нижний водонабухающие пакеры размещались напротив верхнего и нижнего интервалов вырезания эксплуатационной колонны, производят посадку механического якоря и разгружают компоновку на механический якорь, после чего вращают посадочный инструмент и отсоединяют посадочный инструмент от компоновки, извлекают посадочный инструмент из эксплуатационной колонны скважины, при этом компоновка остается в заданном интервале эксплуатационной колонны скважины, осуществляют технологическую выдержку для набухания и пакеровки верхнего и нижнего водонабухающих пакеров в скважине. 4 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам герметизации эксплуатационной колонны в вертикальном, наклонном или горизонтальном стволе добывающей скважины. Технический результат заключается в повышении надежности и эффективности герметизации эксплуатационной колонны, а также в возможности реализации способов в наклонном или горизонтальном стволе скважины. Способ включает проведение геофизических исследований в скважине по определению интервала негерметичности эксплуатационной колонны, спуск на колонне труб в эксплуатационную колонну скважины верхнего и нижнего пакеров, соединенных между собой трубой, посадку верхнего и нижнего пакеров в скважине выше и ниже интервала негерметичности и извлечение колонны труб из скважины. При этом после определения интервалов негерметичности эксплуатационной колонны определяют верхний и нижний интервалы вырезания эксплуатационной колонны. Затем с устья скважины в эксплуатационную колонну спускают бурильную колонну, оснащенную снизу гидравлическим забойным двигателем и вырезающим устройством и осуществляют резку эксплуатационной колонны сверху вниз сначала в верхнем интервале вырезания эксплуатационной колонны, а затем в нижнем интервале вырезания эксплуатационной колонны. Поднимают колонну бурильных труб с гидравлическим забойным двигателем и вырезающим устройством на устье скважины и заменяют вырезающее устройство на раздвижной расширитель и вновь спускают в эксплуатационную колонну скважины колонну бурильных труб с гидравлическим забойным двигателем и раздвижным расширителем на конце и последовательно сверху вниз производят удаление остатков разрушенного цементного камня сначала из верхнего, а затем из нижнего интервалов вырезания эксплуатационной колонны. После чего извлекают колонну бурильных труб с раздвижным расширителем из эксплуатационной колонны скважины. На устье скважины снизу вверх собирают компоновку: жесткий центратор, нижний водонабухающий пакер, трубу, верхний водонабухающий пакер, разбуриваемый пакер с посадочным инструментом. Спускают компоновку на технологической колонне труб в эксплуатационную колонну скважины так, чтобы верхний и нижний водонабухающие пакеры размещались напротив верхнего и нижнего интервалов вырезания эксплуатационной колонны, и производят гидравлическую посадку разбуриваемого пакера в эксплуатационной колонне с помощью посадочного инструмента. Извлекают колонну труб с посадочным инструментом из эксплуатационной колонны скважины, при этом компоновка остается в заданном интервале эксплуатационной колонны скважины и осуществляют технологическую выдержку для набухания и пакеровки верхнего и нижнего водонабухающих пакеров в скважине. 4 ил.

Группа изобретений относится к трубным исполнительным системам и способам приведения в действие множества трубных исполнительных механизмов. Техническим результатом является уменьшение негативного воздействия на поток в стволе скважины. Трубная исполнительная система и способ приведения ее в действие содержит множество последовательностей исполнительных механизмов, установленных в трубном изделии, при этом, по меньшей мере, одна из последовательностей имеет несколько исполнительных механизмов, причем каждый из множества исполнительных механизмов, по меньшей мере, в одной из последовательностей можно изменить, переведя из первого положения, обеспечивающего проход пробок меньше выбранного габарита, во второе положение, обеспечивающее приведение в действие пробками выбранных диаметров, причем множество исполнительных механизмов, по меньшей мере, в одной из последовательностей распределено в трубном изделии так, что расположенный выше по потоку из любых двух из множества исполнительных механизмов может входить в контакт для срабатывания большей одной из пробок, чем расположенный ниже по потоку из двух из множества исполнительных механизмов, когда переведен во второе положение, и множество последовательностей распределены так, что для любых двух последовательностей расположенная выше по потоку из двух последовательностей требует большей пробки для изменения исполнительных механизмов в ней. 2 н. и 11 з.п. ф-лы, 4 ил.
Наверх