Заколонный самоуплотняющийся манжетный пакер


 


Владельцы патента RU 2488685:

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

Предложение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к устройствам для разобщения пластов в скважине. Обеспечивает повышение надежности разобщения затрубного пространства в скважине при ее креплении, освоении и эксплуатации, предотвращение движения различных по природе жидкостей вверх или вниз по затрубному пространству скважины и ускорение проведения работ по строительству скважины. Заколонный самоуплотняющийся пакер включает уплотнительную манжету, которая опирается на нижний конусообразный упор с жесткими лепестками. Упор зафиксирован на колонне труб. Манжета также зафиксирована относительно колонны труб и выполнена из набухающего материала. Кроме того, она изготовлена сборной, состоящей как минимум из двух последовательно установленных уплотнений, каждое из которых набухает в определенной жидкости. На верхних сопрягаемых конусных поверхностях уплотнений равномерно по окружности выполнены радиальные каналы. 1 ил.

 

Предложение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к устройствам для разобщения затрубного пространства в скважине.

Известны водонефтенабухающие пакеры фирм, например, Easywell, Tendeka, ТАМ international и др., главными составляющими которых являются корпус в виде трубы определенного диаметра с резьбовыми соединениями по концам и установленный на нем резиновый элемент в виде цилиндрического рукава, выполненного из эластичного набухающего материала или включающего элементы набухающего материала. Резиновый элемент может состоять из двух и более раздельных участков, изготовленных из материала, набухающего в заданной скважинной жидкости (например, в нефти или воде).

Существенным недостатком этих пакеров является проблематичность их использования в цементируемом интервале скважины. Ввиду многократного превышения времени срабатывания (набухания) пакера по сравнению со временем твердения цементного раствора, к моменту пролонгированного времени срабатывания пакера, между резиновым элементом пакера и стенкой скважины образуется прочный цементный камень, который препятствует набуханию резинового элемента и соприкосновению его со стенкой скважины. Таким образом, герметичность крепи скважины в интервале пакера зависит от герметичности цементного камня, образующегося между пакером и стенкой скважины. Не исключено, что набухание резинового элемента вызовет образование трещин в цементном камне, причем в основном продольного направления, что может вызвать разгерметизацию крепи. Разнокалиберность же размеров образовавшихся трещин, включая капиллярные каналы, может быть препятствием для затекания эластичного набухающего материала во все щели с целью их герметизации.

Известно устройство манжетного цементирования модернизированное (УМЦМ) (см. полезная модель РФ №51393, МПК Е21В 33/13, 33/12, опубл. в бюл. №4 10.02.2008 г.), содержащее уплотнительную манжету, размещенную в конусообразном упоре с жестко выполненными наклонными относительно центральной оси упора лепестками.

Это устройство по технической сущности более близко к предлагаемому и может быть принято в качестве прототипа.

Недостатком данного устройства является то, что после цементирования обсадной колонны в скважине и затвердевания цементного раствора плотность контакта уплотнительной манжеты со стенкой скважины ограничена, не меняется во времени и в случае установки устройства не в номинальном стволе скважины может быть недостаточной для сохранения герметичности сформированной крепи.

Технической задачей настоящего изобретения является повышение надежности разобщения затрубного пространства в скважине при ее креплении, освоении и эксплуатации, снижение стоимости работ по разобщению пластов и ускорение проведения работ по строительству скважины.

Поставленная техническая задача решается описываемым заколонным самоуплотняющимся манжетным пакером, включающим конусообразный упор с жесткими лепестками, зафиксированный на колонне труб и эластичную уплотнительную манжету, установленные на обсадной трубе, спускаемой в скважину в составе обсадной колонны.

Новым является то, что манжета зафиксирована относительно колонны труб, выполнена из набухающего материала и изготовлена сборной, состоящей как минимум из двух последовательно установленных уплотнений, каждая из которых набухает в определенной жидкости, причем на верхних сопрягаемых конусных поверхностях уплотнений равномерно по окружности выполнены радиальные каналы.

На фиг. 1 изображен заколонный самоуплотняющийся манжетный пакер, включающий конусообразный упор 1 и опирающуюся на него сборную манжету, выполненную из набухающего материала и состоящую из двух и более эластичных уплотнений 2 и 3, набухающих в заданных скважинных жидкостях (например: вода, нефть). На верхних сопрягаемых конусных поверхностях уплотнений 2 и 3 равномерно по окружности выполнены радиальные каналы (на чертеже не показаны). Конусообразный упор и манжета установлены и совместно зафиксированы на обсадной трубе 4, спускаемой в скважину в составе обсадной колонны, верхней 5 и нижней 6 ограничительными кольцами и стопорными клиньями 7.

Заколонный самоуплотняющийся манжетный пакер работает следующим образом.

Пакер устанавливают в продуктивном интервале скважины на обсадной трубе 4 в составе обсадной колонны с целью отсечения друг от друга заданных интервалов затрубного пространства скважины 8 в процессе и после ее цементирования. В непосредственной близости от пакера, выше и ниже его, устанавливают жесткие центраторы (на чертеже не показаны) для центрирования пакера относительно ствола скважины 8. При этом уплотнения 2 и 3 манжеты пакера приходят в упругое соприкосновение со стенкой скважины 8, которое усиливается за счет седиментации твердой фазы цементного раствора 9 на верхнее уплотнение 2 манжеты и разницы гидростатического давления над и под пакером при фильтрации жидкой фазы цементного раствора 9 в проницаемый пласт (на чертеже не показан) ниже пакера. Цементный раствор из пространства между уплотнениями 2 и 3 манжеты вытесняется по радиальным каналам, выполненным на верхних сопрягаемых конусных поверхностях уплотнений. Кроме того, указанные радиальные каналы служат для увеличения эластичности уплотнений 2 и 3 при гофрировании их во время промывки скважины и прокачивании цементного раствора, в то же время, сохраняя их достаточную толщину и упругую прочность в радиальном направлении. После затвердевания цемента уплотнения 2 и 3 манжеты остаются защемленными между конусообразным упором пакера 1, цементным камнем, сформировавшимся из цементного раствора 9, обсадной трубой 4 и стенкой скважины 8, создавая сборное уплотнительное кольцо, прижатое к стенке скважины. Далее, каждое уплотнение 2 и 3 манжеты или группа уплотнений (при их установке в количестве более двух) начинают набухать в заданной жидкости (например, в воде или нефти), появляющейся в интервале манжеты в свое время. При этом уплотнения 2 и 3 манжеты раздаются по объему во все стороны, в том числе и в направлении стенки скважины 8, повышая градиент давления гидропрорыва пакера, его герметичность и предотвращая движение различных скважинных жидкостей вдоль стенки скважины вверх и вниз при разгерметизации цементного камня и возникновении перепадов давлений между скважинными флюидами, находящимися выше и ниже пакера. Таким образом, пакер надежно герметизирует заколонное пространство скважины и служит разобщению затрубного пространства в процессе всего периода освоения и эксплуатации скважины.

Предлагаемый заколонный самоуплотняющийся манжетный пакер позволяет повысить надежность разобщения затрубного пространства в скважине при ее креплении, освоении и эксплуатации, предотвращая движение различных по природе жидкостей (например: нефти и воды) вверх или вниз по затрубному пространству скважины, снизить стоимость работ по разобщению затрубного пространства ввиду ее малой себестоимости и простоты установки в скважине, требующей не больше времени, чем для установки на обсадной колонне центратора, а также ускорить проведение работ по строительству скважины в целом.

Заколонный самоуплотняющийся пакер, включающий уплотнительную манжету, опирающуюся на нижний конусообразный упор с жесткими лепестками, зафиксированный на колонне труб, отличающийся тем, что манжета зафиксирована относительно колонны труб, выполнена из набухающего материала и изготовлена сборной, состоящей как минимум из двух последовательно установленных уплотнений, каждое из которых набухает в определенной жидкости (например, в воде или нефти), причем на верхних сопрягаемых конусных поверхностях уплотнений равномерно по окружности выполнены радиальные каналы.



 

Похожие патенты:

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

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

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

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 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.

Изобретение относится устройству, используемому для испытаний на герметичность в скважине и трубопроводе. Устройство для удаления заглушки содержит трубчатый кожух, кольцевой кожух и поршень. В гнезде трубчатого кожуха установлена заглушка. Нижняя часть кольцевого кожуха под действием приложенной силы вдавливается в материал заглушки так, что материал дробится. Поршень расположен над кольцевым кожухом и воздействует с указанной силой на него при осевом перемещении гидравлическим давлением. Нижняя часть кольцевого кожуха имеет отходящий радиально внутрь фланец. В результате осевого перемещения поршня фланец перемещается радиально внутрь к заглушке. В стенке кольцевого кожуха выполнены прорези. Решение согласно изобретению позволяет избежать проблем, связанных с использованием взрывчатых веществ, представляющих угрозу безопасности, а также исключить попадание в скважину обломков корпусов для зарядов взрывчатых веществ. 4 ил.

Группа изобретений относится к нефтегазовой промышленности, а именно к устройствам, включающим набухающий эластомер и используемым в скважинах в качестве пакеров или уплотнений, а также к способу регулирования набухания эластомера в скважине. Устройство включает в себя набухающий сердечник и покрытие, заключающее в оболочку набухающий сердечник. При этом покрытие выполнено из материала, содержащего компонент, растворимый в выбранной текучей среде, и компонент, нерастворимый в выбранной текучей среде. Способ регулирования скважинного инструмента включает в себя расположение скважинного инструмента в стволе скважины и воздействие на набухающее устройство выбранной текучей средой для увеличения проницаемости покрытия для обеспечения набухания набухающего сердечника. Обеспечивает эффективное управление скоростью расширения набухающего эластомера. 3 н. и 14 з.п. ф-лы, 6 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к разработке и эксплуатации нефтяных пластов с зонами различной проницаемости, в том числе в боковых и горизонтальных стволах с применением технологии одновременно-раздельной эксплуатации и изоляции зон несанкционированного водопритока. Устройство обеспечивает герметичность перекрытия заколонного пространства при значительном перепаде давления, необходимое прижатие герметизирующих элементов, исключение чрезмерного накопления герметизирующего материала, повышение надежности разобщения между стенками скважины и устройством. Устройство для разобщения пластов или продуктивного пласта горизонтальной скважины на отдельные зоны включает соединенные продольно-гофрированные трубы с герметизирующими элементами, которые размещены на участках с меньшей описанной окружностью. Также устройство включает верхний и нижний цилиндрические участки. Нижний участок снабжен башмаком, а верхний - посадочным переводником. Герметизирующие элементы выполнены замкнутыми по периметру трубы. Концевые участки продольно-гофрированных труб соединены сваркой и выполнены в виде продольно-гофрированных калиброванных раструбов с описанным диаметром, большим или равным описанному диаметру герметизирующих элементов. Толщина герметизирующих элементов и расстояние между ними выполнены с возможностью их распределения без взаимного перекрытия при расширении развальцевателем после выправления внутренним давлением. 2 з.п. ф-лы, 4 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для проведения изоляционных и других работ при капитальном ремонте скважин. Изобретение предотвращает преждевременное срабатывание инструмента установочного гидравлического, обеспечивает надежную пакеровку, улучшение герметичности пакера, а также повышение надежности механизма соединения-разъединения инструмента установочного гидравлического с пакером разбуриваемым. Пакер разбуриваемый состоит из ствола с нарезкой на наружной поверхности, герметизирующего элемента, разрывных плашек и конусов. Нижний торец нижней разрывной плашки выполнен наклонным. В верхней части ствола пакера установлен верхний разделитель в виде тарельчатого клапана. Инструмент установочный гидравлический состоит из штока, соединенного с адаптером, верхнего и нижнего цилиндров. Между штоком и верхним цилиндром установлены подвижные втулки и неподвижная втулка, образующие несколько полостей. Верхний цилиндр и адаптер, нижний цилиндр и корпус тарельчатого клапана соединены при помощи срезных винтов. К нижней части адаптера присоединена корзина с радиальными переточными отверстиями и радиальными отверстиями под защелки, упирающиеся в выступ нижней части ствола. К корзине прикреплено при помощи срезных винтов седло под сбрасываемый шар. Корзина соединена с концевой втулкой через переводник. К концевой втулке на срезных винтах прикреплено ограничительное кольцо и нижний разделитель в виде пробки-центратора с пружинным кольцом. 1 з.п. ф-лы, 1 ил.

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, а именно к уплотнительным элементам, используемым в устройствах для герметичного разобщения интервалов обсадной колонны скважины (пакерах). Изобретение обеспечивает повышение герметизирующих свойств пакеров, осуществление гарантированного возврата раздвижного кольца в исходное положение при извлечении пакера, надежность и долговечность работы пакеров за счет исключения затекания эластичного материала герметизирующего элемента в кольцевой зазор между корпусом пакера и стенками скважины, предотвращения разрушения резины при распакеровке. Уплотнительный узел пакера содержит герметизирующий элемент и установленное на одном из его торцов раздвижное кольцо. Раздвижное кольцо закреплено посредством штифта и образовано рядами внешних и внутренних сегментов, уложенных с взаимным перекрытием. Сегменты рядов выполнены с возможностью перемещения относительно друг друга. Каждый внешний сегмент соединен с двумя внутренними сегментами. Внешний сегмент соединен с одним из внутренних сегментов подвижно посредством штифта, а с другим - жестко при помощи заклепки. На внешних сегментах выполнен паз под штифт и отверстие под заклепку, а на внутренних сегментах - отверстие под штифт и под заклепку. Штифт выполнен в виде стержня с верхней и нижней шляпками, расположенными по обоим концам стержня. Верхняя шляпка имеет возможность движения по пазу внешнего сегмента. Нижняя шляпка, совместно с частью стержня внедрена в герметизирующий элемент. 5 ил.
Наверх