Разбуриваемый пакер



Разбуриваемый пакер
Разбуриваемый пакер
Разбуриваемый пакер
Разбуриваемый пакер
Разбуриваемый пакер

 


Владельцы патента RU 2483191:

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

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к средствам защиты эксплуатационных колонн от высоких давлений при ремонтно-изоляционных работах в скважинах. Обеспечивает исключение потери герметичности уплотнительным элементом при высоких давлениях закачки или продавки при простой конструкции пакера, возможность многократной закачки составов под пакер с выдерживанием технологической паузы, сокращение времени разбуривания пакера после проведения ремонтно-изоляционных работ. Разбуриваемый пакер содержит посадочный инструмент, который состоит из цилиндра и поршня с полым штоком, полого цилиндрического корпуса с резьбовой нарезкой на наружной поверхности. На корпусе установлены уплотнительный элемент с верхней и нижней конусными опорами, верхние и нижние шлипсы и толкатели. Шлипсы выполнены с возможностью продольного перемещения по конусным поверхностям опор. Верхний толкатель взаимодействует с цилиндром посадочного инструмента и снабжен фиксатором. Нижний толкатель соединен с корпусом и полым штоком поршня и снабжен пружинным фиксатором. Снизу полый шток посадочного инструмента жестко соединен с хвостовиком. Хвостовик ниже нижнего толкателя снабжен радиальными каналами и снизу пробкой. Пробка имеет кольцевую выборку снаружи и выполнена с возможностью герметичного входа в нижний толкатель. Снизу хвостовик жестко соединен с цангой. Снаружи цанги размещена пробка, имеющая внутреннюю кольцевую выборку под клинья цанги, которые позволяют фиксировать пробку на наружной поверхности цанги при выходе пружинного фиксатора из кольцевой выборки пробки и перемещении хвостовика вниз. Цанга выполнена с возможностью освобождения от пробки после фиксации пробки пружинным фиксатором нижнего толкателя за кольцевую выборку пробки при последующем перемещении хвостовика вверх. Торец нижнего толкателя оснащен диаметрально скошенной зубчатой поверхностью для фиксации разбуриваемого пакера на забое скважины. Уплотнительный элемент выполнен в виде трех уплотнений, основного и двух дополнительных с внутренними продольными пазами. Твердость дополнительных уплотнений выше твердости основного уплотнения. Корпус оснащен наружным продольным выступом, который взаимодействует с внутренним продольным пазом уплотнений. Заглушка размещена внутри хвостовика и в транспортном положении герметично перекрывает радиальные каналы хвостовика. 5 ил.

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к средствам защиты эксплуатационных колонн от высоких давлений при ремонтно-изоляционных работах в скважинах.

Известен пакер разбуриваемый, содержащий посадочный инструмент (патент RU №2405911, МПК E21B 33/12, опубл. в бюл. №34 от 10.12.2010 г.), состоящий из цилиндра и поршня с полым штоком и герметизирующей технологической втулкой вверху, полый цилиндрический корпус с резьбовой нарезкой на наружной поверхности, установленные на полом цилиндрическом корпусе уплотнительный элемент с верхним и нижним упорами и конусными опорами, верхние и нижние шлипсы в виде кольцевых секторов, выполненных с возможностью продольного перемещения по конусным поверхностям опор, верхний и нижний толкатели, верхний из которых, взаимодействующий с цилиндром посадочного инструмента, снабжен фиксатором в проточке с технологической фаской внизу под фиксатор, имеющий резьбовую нарезку под нарезку полого цилиндрического корпуса, причем нижний толкатель снабжен срезным кольцом для соединения со штоком поршня посадочного инструмента, кольцевые сектора соединены между собой разрушаемыми перемычками, а нижний толкатель заглушен и жестко соединен с полым цилиндрическим корпусом, причем конусные опоры снабжены обратными конусными поверхностями, взаимодействующими с соответствующими упорами, которые выполнены разрезными с возможностью разрушения при превышении нагрузкой предела прочности, а на наружной поверхности технологической втулки поршня выполнена наружная проточка для разгерметизации цилиндра в конце рабочего хода поршня, при этом фиксатор, выполненный в виде сегментов, поджат к технологической фаске проточки верхнего толкателя пружинным элементом, например резиновой манжетой.

Недостатки данного пакера:

- во-первых, он выполнен «глухим», т.е. его конструкция не позволяет произвести ремонтно-изоляционные работы ниже пакера, например, произвести изоляцию зоны поглощения под пакером;

- во-вторых, при высоких давлениях (20-25 МПа) закачки и/или продавки при наращивании цементного кольца за эксплуатационной колонной возможны пропуски жидкости сверху-вниз через уплотнительный элемент пакера и, как следствие, потеря герметичности пакера;

- в-третьих, длительность процесса разбуривания, особенно нижнего и верхнего толкателей, и, как следствие, увеличение затрат на ремонт скважины, что обусловлено вращением пакера на забое скважины в процессе его разбуривания.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является пакер разбуриваемый (патент RU №2405912, МПК E21B 33/12, опубл. в бюл. №34 от 10.12.2010 г.), содержащий посадочный инструмент, состоящий из цилиндра и поршня с полым штоком, полый цилиндрический корпус с резьбовой нарезкой на наружной поверхности, установленные на корпусе уплотнительный элемент с верхним и нижним упорами и конусными опорами, верхние и нижние шлипсы в виде кольцевых секторов, выполненных с возможностью продольного перемещения по конусным поверхностям опор, верхний и нижний толкатели, верхний из которых, взаимодействующий с цилиндром посадочного инструмента, снабжен фиксатором, имеющим резьбовую нарезку под нарезку корпуса, и хвостовик, причем нижний толкатель жестко соединен со срезным кольцом для соединения со штоком поршня посадочного инструмента, при этом кольцевые сектора верхних и нижних шлипсов жестко соединены между собой разрушаемыми перемычками, а нижний толкатель жестко соединен с корпусом и снабжен пружинным фиксатором, причем хвостовик жестко соединен с полым штоком, фиксируя срезное кольцо изнутри, и снабжен ниже нижнего толкателя радиальными каналами и снизу пробкой с кольцевой выборкой, соединенной с хвостовиком срезными винтами и выполненной с возможностью герметичного входа в нижний толкатель с взаимодействием кольцевой выборки с пружинным фиксатором, при этом снизу цилиндр посадочного инструмента оснащен камерой с разделительной перегородкой, а полый шток оснащен снаружи подвижной втулкой с кольцевой внутренней проточкой, зафиксированной разрушаемым элементом и расположенной внутри камеры, и радиальными отверстиями, в которые вставлены шарики, причем полость полого штока герметично перекрыта заглушкой с проточкой на поверхности для фиксации под шарики, поджимаемые снаружи полого штока втулкой, кольцевая проточка которой выполнена с возможностью совмещения с шариками после взаимодействия втулки с разделительной перегородкой камеры и перемещения ее вниз относительно полого штока, освобождая заглушку, которая выполнена с возможностью перемещения вниз ниже радиальных отверстий хвостовика.

Недостатками данного пакера являются:

- во-первых, сложность конструкции и изготовления, обусловленная большим количеством технологически сложных в изготовлении деталей (фиксаторы, шарики, кольцевые сектора и т.д.), что увеличивает стоимость готового пакера;

- во-вторых, при высоких давлениях (20-25 МПа) закачки и/или продавки тампонирующего состава возможны пропуски снизу вверх через уплотнительный элемент и, как следствие, потеря герметичности уплотнительного элемента пакера;

- в-третьих, длительность процесса разбуривания (от 12 до 24 ч), что обусловлено вращением пакера на забое скважины в процессе его разбуривания, а также вращением резины на полом цилиндрическом корпусе при ее разбуривании и, как следствие, увеличение затрат на ремонт скважины. Кроме того, шарики, фиксирующие заглушку, не разбуриваются, что приводит к тому, что применение данного пакера становится неэффективным;

- в-четвертых, конструкция пакера не позволяет производить многократную закачку различных составов под пакер путем многократного перемещения хвостовика с чередованием фиксации и освобождения пробки и, соответственно, с закрытием и открытием радиальных каналов для закачки состава.

Техническими задачами изобретения являются создание простой конструкции разбуриваемого пакера с исключением потери герметичности уплотнительным элементом пакера при высоких давлениях закачки и/или продавки (20-25 МПа) с возможностью многократной закачки составов под пакер с выдерживанием технологической паузы путем фиксации пробки с последующим ее освобождением при последующей закачке состава и сокращением времени разбуривания пакера после проведения ремонтно-изоляционных работ.

Поставленная задача решается разбуриваемым пакером, содержащим посадочный инструмент, состоящий из цилиндра и поршня с полым штоком, полый цилиндрический корпус с резьбовой нарезкой на наружной поверхности, установленные на корпусе уплотнительный элемент с верхней и нижней конусными опорами, верхние и нижние шлипсы, выполненные с возможностью продольного перемещения по конусным поверхностям опор, верхний и нижний толкатели с торцами, верхний из которых, взаимодействующий с цилиндром посадочного инструмента, снабжен фиксатором, имеющим резьбовую нарезку под нарезку корпуса, причем нижний толкатель жестко соединен с корпусом и посредством срезного кольца соединен с полым штоком поршня посадочного инструмента и снабжен пружинным фиксатором, причем снизу полый шток посадочного инструмента жестко соединен с хвостовиком, фиксируя срезное кольцо, а хвостовик ниже нижнего толкателя снабжен радиальными каналами и снизу пробкой с кольцевой выборкой снаружи и выполненной с возможностью герметичного входа в нижний толкатель с взаимодействием кольцевой выборки с пружинным фиксатором, заглушкой.

Новым является то, что снизу хвостовик жестко соединен с цангой, снаружи которой размещена пробка, имеющая внутреннюю кольцевую выборку под клинья цанги, позволяющие фиксировать пробку на наружной поверхности цанги при выходе пружинного фиксатора из кольцевой выборки пробки и перемещении хвостовика вниз с размещением радиальных каналов хвостовика ниже нижнего толкателя, при этом цанга выполнена с возможностью освобождения от пробки после фиксации пробки пружинным фиксатором нижнего толкателя за кольцевую выборку пробки при последующем перемещении хвостовика вверх с размещением радиальных каналов хвостовика выше нижнего толкателя, причем снизу торец нижнего толкателя оснащен диаметрально скошенной зубчатой поверхностью с возможностью фиксации разбуриваемого пакера на забое скважины, при этом уплотнительный элемент выполнен в виде трех уплотнений, одного основного и двух дополнительных уплотнений с внутренними продольными пазами, размещенными на корпусе выше и ниже основного уплотнения, причем твердость дополнительных уплотнений выше твердости основного уплотнения, при этом корпус оснащен наружным продольным пазом, взаимодействующим с внутренним продольным пазом уплотнений, исключающим их вращение на корпусе при разбуривании, заглушка размещена внутри хвостовика и в транспортном положении герметично перекрывает радиальные каналы хвостовика с возможностью ограниченного осевого перемещения вниз и фиксацией в хвостовике в рабочем положении.

На фиг.1 изображена верхняя часть пакера разбуриваемого в сборе в продольном разрезе.

На фиг.2 изображена нижняя часть пакера разбуриваемого в сборе в продольном разрезе.

На фиг.3 изображен вид А снизу.

На фиг.4 изображена развертка зубчатой поверхности нижнего толкателя.

На фиг.5 изображен разрез Б-Б пакера разбуриваемого.

Пакер разбуриваемый содержит посадочный инструмент 1 (см. фиг.1), состоящий из цилиндра 2 и полого штока 3 с поршнем 4 с подпоршневым пространством 4', полый цилиндрический корпус 5 (далее корпус) с резьбовой нарезкой 6 на наружной поверхности. На корпусе 5 установлены: уплотнительный элемент 7 с верхней 8 и нижней 9 конусными опорами, верхняя 10 и нижняя 11 шлипсы, выполненные с возможностью продольного перемещения по конусным поверхностям опор 8 и 9 соответственно, а также верхний 12 и нижний 13 толкатели, верхний из которых, взаимодействующий с цилиндром 2 посадочного инструмента 1, снабжен фиксатором 14, имеющим резьбовую нарезку 15 под нарезку 6 корпуса 5.

Нижний толкатель 13 жестко соединен с корпусом 5 и посредством срезного кольца 16 соединен со штоком 3 поршня посадочного инструмента 1, а также нижний толкатель 13 снабжен пружинным фиксатором 17.

Снизу полый шток 3 посадочного инструмента 1 жестко соединен с хвостовиком 18 (см. фиг.1 и 2), фиксируя срезное кольцо 16 изнутри. Хвостовик 18 снабжен ниже нижнего толкателя 13 радиальными каналами 19 (см. фиг.2) и снизу пробкой 20 с кольцевой выборкой 21 снаружи и выполненной с возможностью герметичного входа в нижний толкатель 13 с взаимодействием кольцевой выборки 21 с пружинным фиксатором 17 (см. фиг.1).

Снизу хвостовик 18 (см. фиг.2) жестко соединен с цангой 22, снаружи которой размещена пробка 20, имеющая внутреннюю кольцевую выборку 23 под клинья 24 цанги 22, позволяющие фиксировать пробку 20 на наружной поверхности цанги 22 при выходе пружинного фиксатора 17 (см. фиг.1) из кольцевой выборки 21 (см. фиг.2) пробки 20 и перемещении хвостовика 18 вниз с размещением радиальных каналов 19 хвостовика 18 ниже нижнего толкателя 13.

Также цанга 22 (см. фиг.2) имеет возможность освобождения (клинья 24 выходят из взаимодействия с внутренней кольцевой выборкой 23 пробки 20) от пробки 20 после фиксации пробки 20 пружинным фиксатором 17 (см. фиг.1) нижнего толкателя 13 за кольцевую выборку 21 (см. фиг.2) пробки 20 при последующем перемещении хвостовика 18 вверх с размещением радиальных каналов 19 хвостовика 18 выше нижнего толкателя 13 (см. фиг.1).

Снизу торец нижнего толкателя 13 (см. фиг.1) оснащен диаметрально скошенной сверху вниз зубчатой поверхностью 25 (см. фиг.3 и 4) в направлении, фиксирующем его на забое (на фиг.1 и 2 не показано) скважины в процессе его разбуривания.

Уплотнительный элемент 7 (см. фиг.1) выполнен в виде трех уплотнений 26, 27 и 28, одного основного 26 и двух дополнительных 27 и 28 с формами 27' и 28', размещенных на корпусе 5 выше и ниже основного уплотнения 26, причем твердость дополнительных уплотнений 27 и 28 выше твердости основного уплотнения. Например, твердость по Шору А (усл. ед.) для основного уплотнения 26 - 20-40 усл. ед., а для дополнительных уплотнений 27 и 28 - 70-90 усл. ед.

Корпус 5 (см. фиг.5) оснащен наружным продольным выступом 29, взаимодействующим с внутренним продольным пазом 30, который выполнен в каждом из уплотнений 26 (см. фиг 1), 27 и 28, что исключает их вращение на корпусе 5 при последующем разбуривании. В штоке 3 посадочного инструмента 1 выполнено отверстие 31 (см. фиг.1). В транспортном положении радиальные каналы 19 (см. фиг.2) хвостовика 18 герметично закрыты заглушкой 32 посредством разрушаемого элемента 33, имеющей возможность ограниченного осевого перемещения вниз с фиксацией, например, с помощью стопорного кольца 34 в хвостовике 18 и открытием радиальных каналов 19 хвостовика 18.

Несанкционированные перетоки жидкости исключены установкой уплотнительных колец 35 (см. фиг.1), 36 (см. фиг.2), 37 (см. фиг.1).

Разбуриваемый пакер работает следующим образом.

Разбуриваемый пакер в сборе, как показано на фиг.1 и 2, спускают в скважину на колонне труб, например, колонне насосно-компрессорных труб (НКТ) (не показано) в заданный интервал посадки. Затем в колонне НКТ и внутри полого штока 3 посадочного инструмента 1 (см. фиг.1) закачкой жидкости создают давление, которое через отверстие 31 штока 3 передается в подпоршневое пространство 4' посадочного инструмента 1, под действием которого полый шток 3 через срезное кольцо 16 передает усилие, направленное вверх, на нижний толкатель 13, который, в свою очередь, передает усилие вверх через нижние шлипсы 11, нижнюю конусную опору 9 на дополнительное уплотнение 28 уплотнительного элемента 7. Одновременно с этим верхний толкатель 12, упертый сверху в цилиндр 2 посадочного инструмента 1, передает усилие, направленное вниз, через верхние шлипсы 10, верхнюю конусную опору 8, на дополнительное уплотнение 27 уплотнительного элемента 7, при этом фиксатор 14, размещенный в верхнем толкателе 12 и имеющий резьбовую нарезку 15, скользит по нарезке 6 корпуса 5. В определенный момент верхние 10 и нижние шлипсы 11 расходятся наружу, продольно перемещаясь по конусным поверхностям опор 8 и 9 соответственно. При этом происходит увеличение осевой нагрузки и при достижении определенной нагрузки, например 15-20 кН, основное уплотнение 26 уплотнительного элемента 7 вследствие того, что его твердость меньше твердости дополнительных уплотнений 27 и 28 уплотнительного элемента 7 принимает форму цилиндра, радиально расширяясь наружу и уплотняясь к внутренним стенкам (не показано) скважины по всей своей высоте, сжимается.

Благодаря формам 27' и 28' (см. фиг.1), выполненным по площади контакта дополнительных уплотнений 27 и 28 с основным уплотнением 26, дополнительные уплотнительные элементы 27 и 28 принимают формы конусов, утолщенных к основному уплотнению 26 уплотнительного элемента 7. Поэтому дополнительные уплотнения 27 и 28, расположенные соответственно выше и ниже основного уплотнения 26, выполняют функции опорных механизмов, предотвращающих сдвиг основного уплотнения 26 уплотнительного элемента 7.

Давление в колонне НКТ и соответственно в подпоршневом пространстве 4' (см. фиг.1) посадочного инструмента 1 продолжают повышать, при этом полый шток 3 через срезное кольцо 16 продолжает воздействовать на нижний толкатель 13, при этом дополнительные уплотнения 27 и 28 также принимают форму цилиндров, расширяясь радиально наружу, и продолжают удерживать основное уплотнение 26, герметично прижимая его к внутренним стенкам скважины. При этом верхние 10 и нижние 11 шлипсы, скользящие по конусным поверхностям опор 8 и 9 соответственно, перемещаются радиально наружу, вступают во взаимодействие с внутренними стенками скважины (не показано) и фиксируют пакер в заданном интервале.

Нагрузка, при которой происходит герметичное прижатие основного 26 и дополнительных 27 и 28 уплотнений уплотнительного элемента 7 к внутренним стенкам скважины, зависит от их твердости и подбирается опытным путем исходя из ожидаемого давления в посадочном инструменте 1, возникающего при посадке пакера. Благодаря чему исключаются потери герметичности уплотнительным элементом 7 разбуриваемого пакера при высоких давлениях закачки и/или продавки (20-25 МПа).

В определенный момент, например при нагрузке 80 кН, разрушается срезное кольцо 16, и полый шток 3 освобождается от нижнего толкателя 13, а фиксатор 14, размещенный в верхнем толкателе 12 и имеющий резьбовую нарезку 15, окончательно фиксируется в нарезке 6 корпуса 5, а пакер остается в запакерованном положении.

При дальнейшем повышении давления срезается разрушаемый элемент 33 (см. фиг.2), при этом заглушка 32 перемещается вниз относительно хвостовика, пока не окажется ниже радиальных каналов 19 хвостовика 18, где зафиксируется стопорным кольцом 34 относительно хвостовика 18.

В результате открываются радиальные каналы 19 хвостовика 18, которые гидравлически сообщают внутритрубное пространство колонны НКТ с подпакерным пространством скважины.

После чего с устья скважины посредством насосного агрегата по колонне НКТ (не показано) через полый шток 3 (см. фиг.1) и радиальные каналы 19 (см. фиг.2) хвостовика 18 в подпакерное пространство скважины закачивают порцию кислотного раствора, например HCl (соляной кислоты), для достижения необходимой приемистости пласта.

Затем приподнимают вверх колонну НКТ, полый шток 3 (см. фиг.1), хвостовик 18 (см. фиг.2) и цангу 22. В определенный момент цанга 22 освобождается от пробки 20. Это происходит после фиксации пробки 20 пружинным фиксатором 17 (см. фиг.1) нижнего толкателя 13 за кольцевую выборку 21 (см. фиг.2) пробки 20 и при последующем перемещении хвостовика 18 вверх с размещением радиальных каналов 19 хвостовика 18 выше нижнего толкателя 13 (см. фиг.1). В результате радиальные каналы 19 (см. фиг.2) герметично перекрываются благодаря уплотнительным кольцам 35 и внутритрубное пространство колонны НКТ гидравлически разобщается с подпакерным пространством скважины. Выдерживают технологическую паузу на реакцию соляной кислоты с породой, например, в течение 24 часов.

По окончании этого времени опускают вниз колонну НКТ, полый шток 3 (см. фиг.1), хвостовик 18 и цангу 22 (см. фиг.2), при этом в определенный момент клинья 24 цанги 22 попадают во внутреннюю кольцевую выборку 23 пробки 20 и фиксируют пробку 20 на наружной поверхности цанги 22. При выходе пружинного фиксатора 17 (см. фиг.1) из кольцевой выборки 21 (см. фиг.2) пробки 20 и перемещении хвостовика 18 вниз радиальные каналы 19 хвостовика 18 размещаются ниже нижнего толкателя 13 (см фиг.1). В результате радиальные каналы 19 (см. фиг.2) хвостовика 18 вновь гидравлически сообщают внутритрубное пространство колонны НКТ с подпакерным пространством скважины.

Определяют приемистость нарушения. Если необходимая приемистость не была достигнута, то повторяют вышеописанные операции с применением других известных составов несколько раз до достижения необходимой приемистости. После чего производят ремонтно-изоляционные работы с применением тампонирующего состава, например закачку цементного раствора в подпакерное пространство скважины (интервал нарушения) продавкой его расчетным объемом технологической жидкости. Затем колонну НКТ приподнимают, при этом поднимаются вверх полый шток 3 (см. фиг.1), хвостовик 18 (см. фиг.2), а также цанга 22. В определенный момент цанга 22 освобождается от пробки 20. Это происходит после фиксации пробки 20 пружинным фиксатором 17 (см. фиг.1) нижнего толкателя 13 за кольцевую выборку 21 (см. фиг.2) пробки 20 и при последующем перемещении хвостовика 18 вверх с размещением радиальных каналов 19 хвостовика 18 выше нижнего толкателя 13 (см. фиг.1). При этом пробка 20 (см. фиг.2) герметично фиксируется в нижнем толкателе 13 (см. фиг.1) благодаря фиксации пружинного фиксатора 17 нижнего толкателя 13 в кольцевой выборке 21 (см. фиг.2) пробки 20. Далее колонна НКТ, посадочный инструмент 1 (см. фиг.1) и находящиеся на нижнем конце полого штока 3 хвостовик 18 (см. фиг.2) и цанга 22 извлекаются из скважины.

После ожидания затвердевания цемента (ОЗЦ), например, через 24 часа в скважину спускается технологическая колонна труб с долотом и турбобуром. Производят разбуривание пакера, причем благодаря тому, что корпус 5 (см. фиг.5) оснащен наружным продольным пазом 29, взаимодействующим с внутренним продольным пазом 30, выполненным в каждом из уплотнений 26 (см. фиг.1), 27 и 28 уплотнительного элемента 7, что исключает их вращение на корпусе 5 при разбуривании. В результате уплотнительный элемент 7 разбуривается легко без осложнений.

В процессе разбуривания пакера он сползает на забой, где скошенной зубчатой поверхностью 25 нижнего толкателя 13 упирается в забой скважины, а поскольку торец нижнего толкателя оснащен диаметрально скошенной зубчатой поверхностью в направлении, фиксирующем его на забое скважины, пакер не проворачивается при разбуривании. Например, вращение долота осуществляется справа налево, а зубчатая поверхность скошена слева направо, что обеспечивает фиксацию разбуриваемого пакера на забое скважины при его разбуривании. В результате время разбуривания пакера, которое в среднем составляет 10-12 ч, сокращается в 4-5 раз.

Предлагаемый разбуриваемый пакер имеет простую конструкцию, позволяет исключить потерю герметичности уплотнительным элементом пакера при высоких давлениях закачки и/или продавки (20-25 МПа) благодаря усовершенствованной конструкции уплотнительного элемента, а возможность многократной закачки составов под пакер с выдерживанием технологической паузы путем фиксации пробки с последующим ее освобождением при последующей закачке состава позволяет добиться требуемой приемистости нарушения. В результате нарушение оказывается затампонированным в полном объеме продавливаемого тампонирующего состава, что позволяет качественно произвести ремонтные работы, также значительно сокращается время разбуривания пакера после проведения ремонтно-изоляционных работ, что повышает эффективность применения разбуриваемого пакера.

Разбуриваемый пакер, содержащий посадочный инструмент, состоящий из цилиндра и поршня с полым штоком, полый цилиндрический корпус с резьбовой нарезкой на наружной поверхности, установленные на корпусе уплотнительный элемент с верхней и нижней конусными опорами, верхние и нижние шлипсы, выполненные с возможностью продольного перемещения по конусным поверхностям опор, верхний и нижний толкатели с торцами, верхний из которых, взаимодействующий с цилиндром посадочного инструмента, снабжен фиксатором, имеющим резьбовую нарезку под нарезку корпуса, причем нижний толкатель жестко соединен с корпусом и посредством срезного кольца соединен с полым штоком поршня посадочного инструмента и снабжен пружинным фиксатором, причем снизу полый шток посадочного инструмента жестко соединен с хвостовиком, фиксируя срезное кольцо, а хвостовик ниже нижнего толкателя снабжен радиальными каналами и снизу пробкой с кольцевой выборкой снаружи и выполненной с возможностью герметичного входа в нижний толкатель с взаимодействием кольцевой выборки с пружинным фиксатором, заглушкой, отличающийся тем, что снизу хвостовик жестко соединен с цангой, снаружи которой размещена пробка, имеющая внутреннюю кольцевую выборку под клинья цанги, позволяющие фиксировать пробку на наружной поверхности цанги при выходе пружинного фиксатора из кольцевой выборки пробки и перемещении хвостовика вниз с размещением радиальных каналов хвостовика ниже нижнего толкателя, при этом цанга выполнена с возможностью освобождения от пробки после фиксации пробки пружинным фиксатором нижнего толкателя за кольцевую выборку пробки при последующем перемещении хвостовика вверх с размещением радиальных каналов хвостовика выше нижнего толкателя, причем снизу торец нижнего толкателя оснащен диаметрально скошенной зубчатой поверхностью с возможностью фиксации разбуриваемого пакера на забое скважины, при этом уплотнительный элемент выполнен в виде трех уплотнений, одного основного и двух дополнительных уплотнений с внутренними продольными пазами, размещенными на корпусе выше и ниже основного уплотнения, причем твердость дополнительных уплотнений выше твердости основного уплотнения, при этом корпус оснащен наружным продольным выступом, взаимодействующим с внутренним продольным пазом уплотнений, исключающим их вращение на корпусе при разбуривании, заглушка размещена внутри хвостовика и в транспортном положении герметично перекрывает радиальные каналы хвостовика с возможностью ограниченного осевого перемещения вниз и фиксацией в хвостовике в рабочем положении.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтяной промышленности и предназначено для герметизации межтрубного пространства преимущественно геотермальных и паронагнетательных скважин.

Изобретение относится к области нефтегазодобычи, а именно к исследованию скважин, и может быть использовано для определения герметичности или негерметичности пакерных систем в подземной компоновке, а также для выявления гидродинамической связи, возникающей из-за трещины цементного моста.

Изобретение относится к использованию муфт перекрестного потока в сочетании с изоляционными пакерами и фильтрами для выполнения операций по заканчиванию скважин.

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.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для перекрытия межтрубного пространства скважины. .

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, а именно к уплотнительным элементам, используемым в устройствах для герметичного разобщения интервалов обсадной колонны скважины (пакерах).

Изобретение относится к оборудованию для нефтегазодобывающей промышленности, в частности для герметичного разобщения интервалов обсадной колонны при эксплуатации и проведении различных технологических операций в нефтяных, газовых, газоконденсатных и нагнетательных скважинах.

Изобретение относится к горной промышленности и предназначено для перекрытия межтрубного пространства нефтяных и газовых скважин при проведении изоляционных работ

Изобретение относится к скважинному устройству для использования со скважинным инструментом, имеющим разбухающий элемент, скважинному инструменту и способу его сборки

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 для контроля за герметичностью пакеров в процессе эксплуатации скважины

Изобретение относится к оборудованию для нефтегазодобывающей промышленности и используется в устройствах, герметично разобщающих интервалы обсадной колонны (пакерах) в нефтяных, газовых, газоконденсатных и нагнетательных скважинах

Изобретение относится к оборудованию для нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для разобщения интервалов ствола обсадной колонны при освоении и эксплуатации нефтяных, газовых и нагнетательных скважин, при проведении опрессовки обсадной колонны и поиска негерметичности, при обработке пластов химическими реагентами под давлением, при проведении ремонтно-изоляционных работ и других технологических операций, осуществление которых требует создания высокого перепада давления на пакер, а также для работ с колтюбинговыми технологиями

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, а именно к устройству, используемому в качестве заглушающего элемента, для проведения испытаний скважины, трубопровода или подобного устройства

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, в частности к уплотнительным элементам пакера, и может быть использовано для оснащения пакеров

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при пакеровании интервалов горизонтальной скважины. Обеспечивает фиксацию пакерного устройства в горизонтальном стволе скважины. Пакерное устройство включает центратор, якорь, гидродомкрат, сбивной и обратный клапаны и пакер. Центратор расположен перед якорем на расстоянии не более 0,7 м. Дополнительный центратор расположен после центратора перед пакером на расстоянии от пакера не более 0,7 м. Расстояние между центраторами не более 3 м. Центраторы имеют центрирующие поверхности с внешним размером более наружного размера якоря на 9-11 мм и менее внутреннего диаметра скважины на 10-16 мм. 1 ил.
Наверх